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EESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO (METODOINDIRECTO)
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EESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO (METODOINDIRECTO)
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CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO 2012
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A. “Notas complementarias a la información financiera”.
B. Complemento al anexo “Instrumentos financieros derivados”.
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
1
(1) Historia, naturaleza, marco regulatorio y actividades de Petróleos Mexicanos,
Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias-
Petróleos Mexicanos se creó mediante Decreto del Congreso de la Unión de fecha 7
de junio de 1938 y comenzó a operar a partir del 20 de julio del mismo año.
Petróleos Mexicanos y sus cuatro Organismos Subsidiarios son organismos
descentralizados de la Administración Pública Federal (el “Gobierno Federal”) de los
Estados Unidos Mexicanos (“México”) y juntos conforman la industria petrolera de
México.
Las actividades de Petróleos Mexicanos y de los Organismos Subsidiarios están
reguladas principalmente, por la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos, la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del
Petróleo (la “Ley Reglamentaria”) y la Ley de Petróleos Mexicanos y su reglamento,
que establece que el Estado realizará las actividades que le corresponden en exclusiva
en el área estratégica del petróleo, demás hidrocarburos y la petroquímica básica por
conducto de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios.
La Ley de Petróleos Mexicanos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28
de noviembre de 2008, establece que los cuatro Organismos Subsidiarios,
constituidos en la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos, y Organismos Subsidiarios,
continuarán realizando sus actividades conforme a su objetivo, garantizando los
compromisos asumidos y los que asuman en México y en el extranjero, hasta en tanto
el Ejecutivo Federal emita los decretos de reorganización respectivos, con base en la
propuesta que presente el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos.
Los Organismos Subsidiarios son Organismos Descentralizados de carácter técnico,
industrial y comercial, con personalidad jurídica y patrimonio propio, con la facultad
de poseer bienes y llevar a cabo la administración del negocio por sí mismos. Dichos
Organismos son controlados y tienen el carácter de subsidiarios con respecto a
Petróleos Mexicanos. Los Organismos Subsidiarios son:
Pemex-Exploración y Producción (“PEP”);
Pemex-Refinación (“PR”);
Pemex-Gas y Petroquímica Básica (“PGPB”); y
Pemex-Petroquímica (“PPQ”).
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
2
Las actividades estratégicas confiadas a PEP, PR y PGPB, sólo podrán realizarse por
estos Organismos.
Los Organismos Subsidiarios tienen los siguientes objetivos:
I. PEP: exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su transporte,
almacenamiento en terminales y comercialización;
II. PR: procesos industriales de la refinación; elaboración de productos
petrolíferos y de derivados del petróleo que sean susceptibles de servir
como materias primas industriales básicas; almacenamiento, transporte,
distribución y comercialización de los productos y derivados mencionados;
III. PGPB: procesamiento del gas natural, líquidos del gas natural y derivados;
almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de estos
hidrocarburos, así como de derivados que sean susceptibles de servir como
materias primas industriales básicas; y en adición al almacenamiento,
transportación, distribución y comercialización de productos petroquímicos
básicos; y
IV. PPQ: procesos industriales petroquímicos cuyos productos no forman parte
de la industria petroquímica básica, así como su almacenamiento,
distribución y comercialización.
En estos estados financieros intermedios consolidados condensados, los nombres
propios que no se definen aquí mismo, se entienden tal y como se conceptualizan en
la Ley Reglamentaria o en la Ley de Petróleos Mexicanos.
La principal diferencia entre los Organismos Subsidiarios y las Compañías
Subsidiarias (definidas más adelante) es que los Organismos Subsidiarios son
Organismos descentralizados creados por el Gobierno Federal, mientras que las
Compañías Subsidiarias son compañías que han sido creadas conforme a las leyes
aplicables de cada una de las respectivas jurisdicciones en las que fueron
constituidas, y son administradas como compañías privadas.
El domicilio de la compañía y principal lugar de negocios es:
Avenida Marina Nacional No. 329
Colonia Petróleos Mexicanos
C. P. 11311
México D. F.
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
3
(2) Bases de presentación
(a) Declaración de Cumplimiento
Estos estados financieros intermedios consolidados condensados no auditados han
sido preparados de conformidad con la Norma Internacional de Contabilidad 34
“Información financiera intermedia” (“NIC 34”) emitidas por la Junta de Normas
Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board – IASB)
y no incluye toda la información requerida para los estados financieros anuales. Hasta
que se emita el primer juego completo de estados financieros consolidados de
PEMEX bajo Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) al 31 de
diciembre de 2012, existe la posibilidad de que los mismos puedan sufrir ajustes y
modificaciones. Se estima que no existe un impacto significativo en los estados
financieros intermedios consolidados condensados no auditados que se presentan, por
razón de estacionalidades de las operaciones realizadas.
Con fecha 26 de julio de 2012, fueron autorizados para su emisión los estos estados
financieros intermedios consolidados condensados y sus notas, por los siguientes
funcionarios C.P. Victor M. Cámara Peón, Subdirector de Contabilidad, Fiscal y
Control Financiero y el C. Francisco J. Torres Suárez, Gerente de Contabilidad.
(b) Adopción por primera vez de las NIIF
Hasta el 31 de diciembre de 2011, los estados financieros intermedios consolidados
condensados no auditados de PEMEX se prepararon conforme (NIF). A partir del 1
de enero de 2012, los estados financieros consolidados son preparados de
conformidad con las NIIF.
PEMEX fijó el 1 de enero de 2011 como la fecha de transición a las NIIF. Las reglas
para la adopción inicial de las NIIF están establecidas en la NIIF 1, “Adopción por
primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera” (“NIIF 1”).
Los estados de situación financiera al 31 de diciembre y 1 de enero de 2011, así como
el estado de resultados integral, de variaciones en el patrimonio y de flujos de
efectivo por el período de seis meses terminados al 30 de junio de 2011, que se
incluyen para efectos comparativos, fueron preparados de acuerdo a las NIIF, sobre
una base consistente con los criterios utilizados para el mismo periodo terminado al
30 de junio de 2012.
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
4
A continuación enunciamos las exenciones y criterios que de conformidad con la
“NIIF 1”, son aplicables a PEMEX y como fueron considerados en la adopción de las
NIIF.
i) Exenciones en la aplicación de otras NIIF
Exención del valor razonable como costo atribuido de elementos de
propiedades, planta y equipo
La “NIIF 1” permite la opción de medir a su valor razonable, los elementos
de propiedades, plantas y equipos, así como ciertos intangibles, únicamente a
la fecha de transición a las NIIF; y utilizar dicho valor razonable como su
costo atribuido; o utilizar el valor en libros actualizado, determinado bajo los
anteriores Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (NIF), si
dicho valor en libros es comparable con: a) su valor razonable; o b) su costo
depreciado de acuerdo con las NIIF, ajustado para reconocer los cambios
con un índice de inflación.
PEMEX eligió valuar sus plantas, ductos, plataformas marinas y equipo de
perforación a su valor razonable, a la fecha de transición, los cuales,
adicionalmente fueron sujetos a pruebas de deterioro. Para el activo fijo
restante, se eligió utilizar sus valores actualizados bajo NIF como costo
atribuido. El efecto neto por valuación se reconoció contra el saldo inicial de
(pérdidas) rendimientos acumulados bajo NIIF a la fecha de transición.
Exención para capitalizar costos financieros
La “NIIF 1” permite a las entidades aplicar los lineamientos de transición
incluidos en la NIIF 23 “Costos por préstamos” revisada, los cuales
interpretan que la fecha efectiva de la norma es el 1 de enero de 2009, o la
fecha de transición a las NIIF, cualquiera que suceda después. Para cualquier
costo financiero no capitalizado de activos que no fueron reconocidos a su
valor razonable a la fecha de transición, PEMEX eligió aplicar esta
excepción y comenzar a capitalizar costos financieros en forma prospectiva.
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
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Exención para determinar el efecto acumulado por conversión
La “NIIF 1” permite cancelar, a la fecha de transición, todas las pérdidas y
ganancias acumuladas originadas por los efectos de conversión, en la
consolidación de los estados financieros de operaciones extranjeras y de
inversiones contabilizadas por el método de participación que se generaron
bajo NIF. Esta exención permite no calcular, a la fecha de transición, el
efecto acumulado por conversión de acuerdo con la NIC 21 “Efectos de las
variaciones en las tasas de cambio de la moneda extranjera”, desde la fecha
en que la subsidiaria o la inversión contabilizada por el método de
participación fueron creadas o adquiridas.
PEMEX eligió cancelar todas las pérdidas y ganancias acumuladas por los
efectos de conversión, contra el saldo inicial de (pérdidas) rendimientos
acumulados bajo NIIF a la fecha de transición.
Exención para determinar el costo en la medición de la inversión en
subsidiarias y asociadas en la preparación de estados financieros separados
Cuando una entidad prepare estados financieros separados, la NIC 27
“Estados Financieros Consolidados y Separados” requiere que se
contabilicen las inversiones en subsidiarias y asociadas, de entidades
controladas en forma conjunta al costo o a su valor razonable de acuerdo a
la NIIF 9 “Instrumentos Financieros”.
La “NIIF 1” permite medir las inversiones mediante uno de los siguientes
importes: a) el costo determinado de acuerdo con la NIC 27; o b) el costo
atribuido. El costo atribuido de la inversión será: i) el valor razonable
determinado de acuerdo a la NIIF 9; o ii) el importe en libros bajo los
anteriores Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (NIF), a la
fecha de transición.
PEMEX eligió utilizar como costo atribuido de sus inversiones para la
preparación de estados financieros separados el valor actualizado bajo las
NIF anteriores, a la fecha de transición.
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ii) Exenciones obligatorias bajo NIIF 1
Exención de estimaciones contables
Los supuestos utilizados para cuantificar los montos de las estimaciones bajo
NIIF, a la fecha de transición, deben ser los mismos que se utilizaron bajo
las NIF anteriores en la determinación de las estimaciones reportadas bajo
dichas normas, a menos de que se cuente con evidencia objetiva que dichas
estimaciones contienen errores.
PEMEX revisó los supuestos bajo las cuales se realizaron sus estimaciones a
la fecha de transición y no se determinaron modificaciones a los supuestos
utilizados con anterioridad.
iii) Otros cambios en políticas
Adopción anticipada de NIIF 19 (revisada) “Beneficios a Empleados”
PEMEX decidió adoptar de manera anticipada la “NIIF 19”. Esta NIIF esta
revisada, elimina el método de corredor para el reconocimiento de las
ganancias y pérdidas actuariales. Derivado de este cambio, este tipo de
partidas, ahora se reconocen en otras partidas integrales, cuando surgen. Las
partidas que se reconocen en los resultados del periodo corresponden a
costos por servicios pasados y actuales, pérdidas y ganancias en
liquidaciones y la ganancia o gasto por interés neto. Los demás cambios en
el (pasivo) activo por beneficios al retiro y post-empleo se reconocen en
otras partidas integrales, sin reciclarse posteriormente a resultados (ver
política contable de Beneficios a Empleados).
Por lo anterior, el monto de las partidas pendientes de amortizar (pérdidas o
ganancias actuariales y modificaciones al plan) reportadas bajo NIF se
reconocieron contra el saldo inicial de (pérdidas) rendimientos acumulados
bajo NIIF a la fecha de transición.
Adicionalmente, los beneficios por terminación se llevan al resultado del
ejercicio conforme se incurren. Por lo anterior PEMEX eliminó el pasivo
correspondiente a los beneficios por terminación contra el saldo inicial de
(pérdidas) rendimientos acumuladas bajo NIIF a la fecha de transición.
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(c) Bases de medición
Los estados financieros intermedios consolidados condensados no auditados, fueron
elaborados sobre la base de costo histórico, salvo por aquellos rubros en los que se
especifique que fueron medidos a valor razonable, costo amortizado o valor presente.
Los principales rubros medidos a valor razonable son los instrumentos financieros
derivados; los medidos a costo amortizado son principalmente los créditos por deuda
y; los medidos a valor presente son principalmente la provisión por obligaciones
laborales.
Respecto del Patrimonio y otras cuentas del Patrimonio, PEMEX reconoció los
efectos de la inflación hasta el 31 de diciembre de 1997, fecha en que la economía
mexicana dejo de considerarse como hiperinflacionaria.
(d) Moneda funcional y de presentación
Los estados financieros intermedios consolidados condensados no auditados se
presentan en pesos mexicanos, que es la moneda funcional y de presentación de
PEMEX, y todos los montos han sido redondeados al millar más cercano ($ miles),
salvo que se indique lo contrario.
Para propósitos de revelación en las notas a los estados financieros intermedios
consolidados condensados no auditados, cuando se hace referencia a pesos o “$”, se
trata de miles de pesos mexicanos; cuando se hace referencia a dólares americanos o
US$, se trata de miles de dólares de los Estados Unidos de América; cuando se hace
referencia a yenes o “¥”, se trata de miles de yenes japoneses; cuando se hace
referencia a euros o “€”, se trata de miles de euros; cuando se hace referencia a libras
esterlinas o “£”, se trata de miles de libras esterlinas, cuando se hace referencia a
francos suizos o “₣”, se trata de miles de francos suizos, y cuando se hace referencia a
dólares canadienses o “CAD” se trata de miles de dólares canadienses y cuando se
hace referencia a dólares australianos o “AUD” se trata de miles de dólares
australianos. Los cambios en tasas, productos y precios no son presentados en miles.
(e) Uso de estimaciones
La preparación de los estados financieros intermedios consolidados condensados no
auditados de acuerdo con NIIF, requiere que la administración de PEMEX efectúe
estimaciones y suposiciones que afectan los importes registrados de activos y pasivos
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y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados financieros
consolidados, así como los importes registrados de ingresos y gastos durante el
ejercicio. Los rubros importantes sujetos a estas estimaciones y suposiciones incluyen
el valor en libros de pozos, ductos, inmuebles y equipos; las estimaciones de
valuación de cuentas por cobrar, inventarios, deterioro, avance de obra y
activos/pasivos por impuestos diferidos; la valuación de instrumentos financieros y
los pasivos relativos a beneficios a empleados.
Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones y suposiciones.
(3) Resumen de las principales políticas contables
A continuación se describen las principales políticas contables que se aplican en la
elaboración de estos estados financieros intermedios consolidados condensados. La
determinación final de las políticas de PEMEX o cualquier modificación que se realice a
éstas con posterioridad a la emisión de este reporte trimestral, afectará el estado de
situación financiera de apertura.
a) Bases de consolidación
Los estados financieros intermedios consolidados condensados no auditados
incluyen los de Petróleos Mexicanos, de los Organismos Subsidiarios y de las
Compañías Subsidiarias en las que ejerce control, incluyendo entidades con
propósito específico.
Inversión en subsidiarias
Los Organismos Subsidiarios y las Compañías Subsidiarias son aquellas controladas
por PEMEX. El control existe cuando PEMEX tiene el poder para dirigir las
políticas financieras y de operación de una entidad con la finalidad de obtener
beneficios a partir de sus actividades. Los estados financieros de las subsidiarias se
incluyen en los estados financieros consolidados desde la fecha en que el control
comienza hasta la fecha en que el control cesa.
Los Organismos Subsidiarios que se consolidan son Pemex Exploración y
Producción, Pemex Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex
Petroquímica.
Los estados financieros de las subsidiarias se preparan por el mismo periodo de
información que el de PEMEX, aplicando políticas contables uniformes.
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Las Compañías Subsidiarias que se consolidan son: P.M.I. Comercio Internacional,
S. A. de C. V. (PMI CIM); P.M.I. Trading, Ltd. (PMI Trading); P.M.I. Holdings
North América, Inc. (PMI HNA); P.M.I. Holdings Petróleos España, S.L. (HPE);
P.M.I. Holdings, B.V. (PMI HBV); P.M.I. Norteamérica, S. A. de C. V. (PMI
NASA); Kot Insurance Company, AG. (KOT); Integrated Trade Systems, Inc.
(ITS); P.M.I. Marine, Ltd. (PMI Mar); P.M.I. Services, B.V. (PMI SHO); PEMEX
Internacional España, S. A. (PMI SES); PEMEX Services Europe, Ltd. (PMI SUK);
P.M.I. Services North América, Inc. (PMI SUS); Mex Gas International, Ltd.
(MGAS); PEMEX Finance, Ltd. (FIN); el Master Trust (MT) (i) y el Fideicomiso
F/163 (MTN)(i) .
(i) El 16 de agosto de 2011 Petróleos Mexicanos y el Bank of New York Mellon firmaron el
Convenio de Extinción del Fideicomiso F/163 y el 20 de diciembre de 2011 se emitió el
certificado de extinción por parte del Estado de Delaware para el Master Trust, por lo que al 31
de diciembre de 2011, ya no se incluyen los citados fideicomisos en la consolidación de los
estados financieros de PEMEX.
Inversiones en asociadas y negocios conjuntos.
Las compañías asociadas son aquellas en las cuales PEMEX tiene influencia
significativa pero no el poder para controlar decisiones financieras y operacionales.
Se presume que existe influencia significativa cuando PEMEX posee directa o
indirectamente entre 20% y 50% del derecho de voto en otra entidad.
Los negocios conjuntos son aquellos acuerdos en los cuales PEMEX tiene control
conjunto sobre los derechos a los activos netos del acuerdo.
Las inversiones en asociadas y negocios conjuntos son reconocidas con base en el
método de participación, y registradas inicialmente al costo, incluyendo cualquier
plusvalía identificada en la adquisición. El costo de la inversión incluye los costos
de transacción.
Los estados financieros consolidados de PEMEX incluyen la proporción que
corresponde sobre las ganancias, pérdidas y otros resultados integrales, después de
haberlos ajustado para alinearlos con las políticas contables de PEMEX, desde la
fecha en que la influencia significativa y el control conjunto comienzan; hasta la
fecha en que cesan.
Cuando el valor de la participación de PEMEX en las pérdidas excede su inversión
en una asociada o negocio conjunto, el valor en libros de la inversión, incluyendo
cualquier inversión a largo plazo, se reduce a cero y cesa el reconocimiento de
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pérdidas adicionales, excepto en los casos en que PEMEX sea responsable solidario
de las obligaciones incurridas por dichas asociadas y negocios conjuntos.
Transacciones Eliminadas en la Consolidación
Los saldos interorganismos e intercompañías, y los ingresos y gastos y las utilidades
y pérdidas no realizadas resultantes de operaciones interorganismos e
intercompañías, de importancia, han sido eliminados en la preparación de los
estados financieros consolidados.
Las ganancias no realizadas provenientes de transacciones con entidades, cuya
inversión se contabiliza por el método de participación, son eliminadas contra la
inversión hasta el monto de la participación en dichas entidades. Las pérdidas no
realizadas son eliminadas de la misma forma que las ganancias no realizadas, pero
únicamente en la medida que no haya evidencia de deterioro.
Otras Inversiones
Las inversiones en acciones donde PEMEX no ejerce control, ni control conjunto, ni
influencia significativa se contabilizan a su valor razonable, a menos que no tengan
un precio cotizado en un mercado activo y su valor razonable no pueda ser medido
con fiabilidad, en cuyo caso se contabilizan al costo. Los dividendos de estas
empresas se reconocen como ingresos cuando se decretan.
Participación no Controladora
La proporción de los propietarios que no tienen una participación controladora en el
patrimonio ni en los resultados integrales de las subsidiarias de PEMEX, se presenta
en los estados consolidados de variaciones en el patrimonio como “participaciones
no controladoras” y como ganancia neta y ganancia integral del año, atribuible a
participaciones no controladoras, en el estado consolidado de resultados integrales.
b) Efectivo y equivalentes de efectivo
El efectivo y los equivalentes de efectivo comprenden el efectivo disponible,
monedas extranjeras y otros similares de inmediata realización, así como depósitos
a corto plazo con vencimientos no mayores a tres meses, desde la fecha de
adquisición y que están sujetos a un riesgo insignificante de cambios en su valor
razonable, que se utilizan en la gestión de los compromisos a corto plazo de
PEMEX.
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Para fines del estado consolidado de flujos de efectivo, el efectivo y los equivalentes
de efectivo, consisten en el efectivo y los equivalentes de efectivo que se mencionan
con anterioridad, netos de los sobregiros bancarios pendientes de cobro.
El efectivo que por algún motivo se encuentre restringido se presenta en el rubro de
activo no circulante.
c) Moneda extranjera
Transacciones en moneda extranjera
Las transacciones en moneda extranjera se registran al tipo de cambio vigente en las
fechas de celebración o liquidación. Los activos y los pasivos en moneda extranjera
se convierten al tipo de cambio vigente a la fecha del balance general. Las
diferencias en cambios incurridas en relación con activos o pasivos contratados en
monedas extranjeras se reconocen en los ingresos o gastos financieros, neto, en el
estado consolidado de resultados integrales.
Conversión de estados financieros de operaciones extranjeras
Los estados financieros de operaciones extranjeras que se consolidan se convierten a
la moneda de reporte, identificando inicialmente si la moneda funcional y la de
registro de la operación extranjera son diferentes, en cuyo caso, se lleva a cabo la
conversión de la moneda de registro a la moneda funcional y posteriormente a la de
reporte. Al efectuar la conversión a moneda funcional, se utilizan los tipos de
cambio históricos para la conversión de partidas no monetarias y de los resultados.
Al efectuar la conversión de la moneda funcional a la de reporte, se utiliza el tipo de
cambio de cierre del ejercicio para activos y pasivos, y tipos de cambio históricos
para convertir el patrimonio y los resultados. Los efectos de conversión de moneda
de registro a moneda funcional se reconocen en resultados, mientras que los efectos
de convertir de moneda funcional a moneda de reporte se reconocen en el
patrimonio. Cuando la moneda funcional es aquella de un país con una economía
hiperinflacionaria, antes de la conversión a la moneda de informe se deben
incorporar los efectos inflacionarios. En este último escenario, la conversión a la
moneda de informe se hace utilizando el tipo de cambio de la fecha de los estados
financieros.
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d) Instrumentos financieros
Los instrumentos financieros, se clasifican en: i) instrumentos financieros medidos a
su valor razonable con cambios en resultados, ii) instrumentos financieros
mantenidos al vencimiento, iii) activos financieros disponibles para su venta, iv)
préstamos obtenidos y conservados a vencimiento, o como instrumentos financieros
derivados, según sea el caso. PEMEX determina la clasificación de sus instrumentos
financieros al momento de su reconocimiento inicial.
Los instrumentos financieros de PEMEX incluyen el efectivo y los depósitos a corto
plazo, las cuentas por cobrar a clientes, otras cuentas por cobrar, préstamos
otorgados, cuentas por pagar a proveedores, otras cuentas por pagar, préstamos
recibidos y deudas, así como, los instrumentos financieros derivados.
Instrumentos financieros al valor razonable con cambios en resultados
Un instrumento financiero es reconocido a valor razonable con cambios en
resultados si está clasificado como mantenido para negociación o es designado
como tal en el reconocimiento inicial. Al reconocimiento inicial, los costos de
transacciones atribuibles son reconocidos en resultados a medida que se incurren.
Los instrumentos financieros al valor razonable con cambios en resultados son
valuados a valor razonable y los cambios correspondientes, que consideran
cualquier ingreso por dividendo, son reconocidos en resultados.
Instrumentos financieros mantenidos al vencimiento
Si PEMEX tiene la intención y capacidad de mantener los instrumentos de deuda
hasta su vencimiento, éstos se clasifican como mantenidos hasta el vencimiento. Los
instrumentos financieros mantenidos hasta el vencimiento son reconocidos
inicialmente a su valor razonable más cualquier costo de transacción directamente
atribuible. Posterior al reconocimiento inicial se valúan a costo amortizado usando
el método de tasa de interés efectiva (TIE), menos cualquier pérdida por deterioro.
Cualquier venta o reclasificación de un monto significativo de los instrumentos
mantenidos hasta el vencimiento, podría resultar en la reclasificación del total de los
mismos a la de instrumentos disponibles para la venta e impedirían que PEMEX
clasificara sus inversiones como mantenidas a su vencimiento durante el periodo
corriente y por los siguientes 2 años.
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Activos financieros disponibles para la venta
Los activos financieros disponibles para la venta son activos financieros no
derivados que han sido designados como disponibles para la venta y no están
clasificados en ninguna de las categorías anteriores. Las inversiones de PEMEX en
algunos valores de renta variable y de ciertos títulos de deuda son clasificados como
activos financieros disponibles para la venta. Los activos financieros disponibles
para la venta se reconocen inicialmente a valor razonable más cualquier costo de
transacción directamente atribuible.
Posterior al reconocimiento inicial, son reconocidos a valor razonable y los
cambios, que no sean pérdidas por deterioro y diferencias en moneda extranjera en
instrumentos de deuda disponibles para la venta son reconocidos en otros resultados
integrales. Cuando una inversión es dada de baja, la ganancia o pérdida acumulada
en patrimonio es reclasificada a resultados.
Las compras o ventas de activos financieros que requieren la entrega de activos
dentro de un marco de tiempo establecido por una norma o práctica común del
mercado (compra-ventas convencionales) se reconocen en la fecha de negociación;
es decir, la fecha en la que PEMEX se compromete a comprar o a vender el activo.
Préstamos obtenidos y conservados a vencimiento
En el caso de préstamos y deudas que devengan intereses, después del
reconocimiento inicial se miden a su costo amortizado usando el método de tasa de
interés efectiva (TIE).
El costo amortizado se calcula tomando en consideración cualquier descuento o
prima sobre la adquisición y las cuotas y costos que forman parte integral de la TIE.
La amortización de los costos se incluye bajo el rubro de costos financieros en el
estado de resultados.
Instrumentos financieros derivados y operaciones de cobertura
Los instrumentos financieros derivados (IFD) que se presentan en el estado de
situación financiera fueron valuados a su valor razonable. En el caso de derivados
con fines de negociación, los cambios en su valor razonable son llevados
directamente al resultado del ejercicio; en el caso de los derivados formalmente
designados y que califican como IFD con fines de cobertura, éstos son
contabilizados siguiendo el modelo de contabilización de cobertura de valor
razonable o de flujo de efectivo.
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Derivados implícitos
PEMEX evalúo la potencial existencia de derivados implícitos incluidos en el
clausulado de contratos diversos, entre otros, de adquisiciones, de obra y
compromisos celebrados por PEMEX. Los derivados implícitos provienen de
cláusulas contenidas en contratos que no son derivados y que de manera implícita o
explícita cumplen con las características de un instrumento financiero derivado. En
algunos casos, éstos derivados requieren ser segregados de dichos contratos y ser
valuados, reconocidos, presentados y revelados como instrumentos financieros
derivados.
Asimismo, se considera que no existen derivados implícitos por el componente
moneda, en los contratos celebrados por PEMEX que especifiquen pagos en una
moneda funcional diferente de las contrapartes y que no es de uso común para
liquidar los compromisos de pago, en los cuales por su terminación anticipada no se
establecen cláusulas de penalización significativas o la obligación de liquidar los
servicios no recibidos.
A la fecha de estos estados financieros intermedios consolidados condensados,
como resultado de la evaluación antes descrita, no se detectaron derivados
implícitos que debieran ser segregados y registrados.
Deterioro de activos financieros
PEMEX evalúa en cada fecha de presentación de información si existen indicios de
que algún activo financiero o grupo de activos financieros se hayan deteriorado, en
cuyo caso se procedería a determinar el importe recuperable del activo.
e) Inventarios y costo de lo vendido
Los inventarios se valúan a su costo o al valor neto de realización, el que sea menor.
El costo se determina con base en los elementos del costo de producción o
adquisición, así como, otros costos necesarios para darles su condición de
inventario. El costo de los inventarios se asigna utilizando la fórmula de costos
promedio. El valor neto de realización es el valor estimado de venta durante el curso
normal del negocio, menos los costos de terminación y gastos estimados de venta.
El costo de ventas representa el costo de los inventarios al momento de la venta,
incrementado, en su caso, por las reducciones en el valor neto de realización de los
inventarios durante el ejercicio.
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f) Pozos, ductos, inmuebles y equipo
Los pozos, ductos, inmuebles y equipos se presentan al costo de adquisición o
construcción, neto de depreciación acumulada y pérdidas por deterioro. Para ciertas
plantas, ductos, plataformas marinas y equipo de perforación, el costo o el costo
atribuido al 1 de enero de 2011, fecha de transición de PEMEX a las NIIF, se
determinó con base en su valor razonable, de acuerdo con la NIIF 1.
Se utiliza el método de esfuerzos exitosos para las actividades de exploración y
producción de petróleo crudo y gas, considerando a su vez, lo establecido en la NIIF
6 “Exploración y Evaluación de Recursos Minerales”, en relación con el
reconocimiento de activos de exploración y perforación. Los costos de pozos de
desarrollo, plantas y equipos relacionados y las propiedades dedicadas a la
explotación de petróleo crudo y gas se contabilizan como parte del costo de los
activos. Los costos de pozos exploratorios, que aún no se han designado a una
reserva, se contabilizan como activos intangibles hasta que se determine si resultan
comercialmente viables para capitalizarse como activos fijos y, en caso contrario, se
cargan a los gastos de exploración. Otros egresos por exploración se cargan a los
gastos de exploración, al incurrirse.
El costo inicial de pozos, ductos, inmuebles y equipo comprende su precio de
compra o costo de construcción, cualquier costo directamente relacionado con la
puesta en operación de un activo, en su caso, la estimación inicial de la obligación
de taponamiento y abandono de pozos.
El costo por financiamiento de proyectos que requieren grandes inversiones, y el
incurrido por financiamientos específicos de proyectos, se reconoce como parte de
los pozos, ductos, inmuebles y equipos, cuando este es atribuible directamente a la
construcción o adquisición de un activo apto. La capitalización de estos costos es
suspendida durante los períodos en los que se interrumpe el desarrollo de las
actividades de construcción, y su capitalización finaliza cuando se han completado,
sustancialmente, las actividades necesarias para la utilización del activo apto. Todos
los demás costos por financiamiento se reconocen en el estado de resultados en el
periodo en el que se incurren.
El costo de activos construidos por cuenta propia incluye intereses por
financiamiento, el costo de materiales y mano de obra directa; así como cualquier
otro costo directo atribuible para la puesta en operación. En algunos casos también
incluye el costo de desmantelamiento y remoción.
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Los desembolsos relacionados con la construcción de pozos, ductos, inmuebles y
equipos durante la etapa previa a su puesta en servicio, se presentan al costo como
obras en construcción. Una vez que los activos están listos para su uso, se
transfieren al componente respectivo de pozos, ductos, inmuebles y equipos y se
comienzan a depreciar o amortizar.
Los costos de mantenimientos mayores o una reparación general, así como los de
reemplazo de partes significativas de pozos, ductos, inmuebles y equipos, se
capitalizan en los casos en que es posible que los beneficios económicos futuros
incorporados fluyan a PEMEX y su costo pueda ser medido de forma fiable. Los
desembolsos por mantenimiento, reparaciones y renovaciones menores efectuadas
para mantener las instalaciones en estado operativo normal se cargan a gastos.
La depreciación y amortización de los costos capitalizados en pozos, se determina
en función de la vida comercial estimada del campo al que pertenecen, considerando
la relación existente entre la producción de barriles de petróleo crudo equivalente
del período y las reservas probadas desarrolladas del campo, determinadas al inicio
del año, con actualizaciones trimestrales por las nuevas inversiones de desarrollo.
Los demás elementos de pozos, ductos, inmuebles y equipo se deprecian durante su
vida útil estimada, utilizando el método de línea recta.
Cuando partes de un activo de pozos, ductos, inmuebles y equipos tienen diferentes
vidas útiles, son contabilizadas de forma separada como un componente importante
del activo.
La depreciación se calcula a partir de que los activos se encuentran disponibles para
su uso, o en el caso de obras en construcción, desde la fecha en que el activo está
terminado y listo para uso.
El valor capitalizado de los arrendamientos financieros también se incluye dentro
del rubro de pozos, ductos, inmuebles y equipo.
Las propiedades, planta y equipo mantenidos bajo contratos de arrendamiento
financiero se deprecian durante el menor, del plazo del contrato de arrendamiento y
la vida útil estimada.
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g) Reservas de hidrocarburos
De acuerdo con la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y la Ley
de Petróleos Mexicanos todas las reservas de petróleo y otros hidrocarburos en
México son propiedad de la Nación. De acuerdo con la normatividad aplicable,
PEMEX tiene el derecho exclusivo de su extracción y explotación, pero debido a
que no son de su propiedad no las tiene registradas en su contabilidad. PEMEX
estima las reservas con base en las definiciones, métodos y procedimientos
establecidos por la Regla 4-10(a)) de la Regulación S-X de la US Securities and
Exchange Commission, (SEC)” (la “Regla 4-10(a) y en los casos necesarios en las
“Standards Pertaining to the Estimating and Auditing of Oil and Gas Reserves
Information promulgated by the Society of Petroleum Engineers as of February 19,
2007” (las Normas para la estimación y auditoría de Reservas de Petróleo y Gas
promulgadas por la Sociedad de Ingenieros Petroleros el 19 de febrero de 2007),
que son los aceptados por la industria petrolera internacional. La estimación de las
reservas depende de la interpretación de los datos y puede variar de un analista a
otro; en adición, los resultados de perforaciones, pruebas y producción posteriores a
la fecha de la estimación son utilizadas para futuras revisiones de la estimación de
reservas.
h) Deterioro en el valor de los activos no financieros
Si el valor en libros de un activo o de una unidad generadora de efectivo excede su
valor recuperable, el deterioro correspondiente es registrado.
El importe recuperable es definido como el mayor entre el valor razonable menos
costos de venta y el valor de uso.
El importe recuperable de las unidades generadoras de efectivo es determinado con
base en su valor de uso. En el caso de los activos o unidades generadoras de efectivo
dedicadas a la evaluación y exploración de reservas se utiliza el valor razonable, el
cual considera las reservas probadas y probables, considerando un factor de riesgo
asociado a las mismas.
i) Activos intangibles
Los derechos de paso y derechos de vía se agotan con base en su periodo contractual
o a la vida remanente del activo al cual se encuentran asociados, el menor.
Los activos intangibles adquiridos por separado se miden en el momento del
reconocimiento inicial a su costo de adquisición.
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Después del reconocimiento inicial, los activos intangibles se valúan a su costo de
adquisición menos la amortización acumulada bajo el método de línea recta durante
su vida útil estimada y las pérdidas por deterioro acumuladas.
j) Arrendamientos
La determinación de si un acuerdo es, o contiene, un arrendamiento se basa en la
sustancia del acuerdo a la fecha de inicio. Es decir, que se determine que el
cumplimiento del acuerdo depende del uso de un activo o activos específicos o si el
acuerdo transfiere el derecho de uso del activo.
Los arrendamientos financieros, que transfieran a PEMEX sustancialmente todos
los riesgos y los beneficios inherentes a la propiedad del bien arrendado, se
capitalizan al momento del comienzo del arrendamiento, ya sea al valor razonable
de la propiedad arrendada o al valor presente de los pagos mínimos del
arrendamiento, el que sea menor. Los pagos del arrendamiento se dividen entre los
costos financieros y la reducción de la deuda remanente con el fin de lograr una tasa
de interés constante sobre el saldo remanente del pasivo. Los costos financieros se
reconocen en el estado de resultados.
Los pagos por arrendamientos operativos que no transfieren a PEMEX
sustancialmente todos los riesgos y los beneficios inherentes a la propiedad del bien
arrendado, se reconocen como gastos en el estado de resultados en forma lineal
durante la vigencia del arrendamiento, en caso contrario son capitalizados y tratados
conforme al párrafo anterior.
k) Provisiones
Una provisión se reconoce, si como resultado de un evento pasado, PEMEX ha
incurrido en una obligación legal o asumida que se pueda estimar de manera
confiable y sea probable que se requiera un desembolso futuro para pagar la
obligación. En los casos aplicables, se registran a su valor presente.
Efectos ambientales
En concordancia con las disposiciones legales y ambientales aplicables, se reconoce
un pasivo cuando los costos pueden ser razonablemente estimados y es probable el
desembolso de efectivo futuro. Los desembolsos relacionados con la conservación
del ambiente, vinculados con ingresos por operaciones actuales o futuras, son
contabilizados como gastos o activos, según correspondan. Los desembolsos
relacionados con operaciones del pasado, que no contribuyan a la obtención de
ingresos corrientes o futuros, son cargados a los gastos.
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La creación de estas provisiones coincide con la identificación de una obligación
relacionada con remediación ambiental, para la cual PEMEX tiene información
adecuada para determinar un estimado razonable del respectivo costo.
Retiro de activos
Las obligaciones asociadas al retiro de activos, se reconocen cuando se tienen
obligaciones ya sea legales o asumidas relacionadas con el retiro de componentes de
pozos, ductos, inmuebles y equipo, en su caso, las mismas deben de ser reconocidas
utilizando la técnica de valor presente esperado; en el caso de que no pueda
determinase una estimación confiable en el periodo en que se origina la obligación,
la provisión debe reconocerse cuando se tengan elementos suficientes para
determinar la mejor estimación.
Los costos y obligaciones de retiro de activos asociados a los principales procesos
de refinación, de gas y petroquímicos, no son estimados, debido a que estos activos
se consideran de uso indeterminado en el tiempo, como resultado de
mantenimientos y reparaciones mayores, en consecuencia, no se dispone de
información para determinar, razonablemente la fecha en que pudieran ser
desincorporados y por ende la obligación por retiro no es reconocida.
l) Obligaciones por beneficios a empleados
PEMEX opera planes de beneficios definidos, los cuales requieren que se hagan
aportaciones a un fondo administrado por separado. El costo de la prestación de
beneficios bajo el plan de beneficios definidos se determina utilizando el método de
valuación de crédito unitario proyectado. Las ganancias y pérdidas actuariales se
reconocen en otros resultados integrales en el momento en que se determinan.
El costo por servicios pasados se reconoce como un gasto en el periodo en el que se
determinan.
El activo o pasivo por beneficios definidos comprende el valor presente de la
obligación por beneficios definidos, menos el valor razonable de los activos del plan
de los cuales las obligaciones deben liquidarse directamente. El valor de cualquier
activo queda restringido al valor presente de cualquier beneficio económico
representado por los rembolsos del plan o reducciones en las futuras aportaciones al
plan.
Los beneficios por terminación se llevan al resultado del ejercicio conforme se
incurren.
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20
m) Impuestos y derechos federales
PEMEX está sujeto a leyes especiales de impuestos, las cuales se basan,
principalmente, en la producción e ingresos por venta de petróleo, gas y productos
refinados.
El régimen fiscal de PEMEX contempla los siguientes derechos e impuestos:
Derecho ordinario sobre hidrocarburos
Derecho sobre hidrocarburos para el fondeo de estabilización
Derecho extraordinario sobre la exportación de crudo
Derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía
Derecho para la fiscalización petrolera
Derecho único sobre hidrocarburos
Derecho sobre extracción de hidrocarburos
Derecho especial sobre hidrocarburos
Derecho adicional sobre hidrocarburos
Derecho para regular la exploración y explotación de hidrocarburos
Impuesto a los Rendimientos Petroleros
Petróleos Mexicanos y los Organismos Subsidiarios no son sujetos de la Ley del
Impuesto sobre la Renta (ISR) ni del Impuesto Empresarial a Tasa Única (IETU)
Impuesto especial sobre producción y servicios (IEPS)
El Impuesto especial sobre producción y servicios (IEPS) retenido a los clientes, es
un impuesto sobre las ventas locales de gasolina y diesel. Las tasas aplicables
dependen, entre otros factores, del producto, del precio productor, de los fletes, de
las comisiones y de la región en que se vende cada producto.
Impuestos diferidos
Los impuestos diferidos se registran por el método de activos y pasivos con enfoque
integral, el cual consiste en reconocer un impuesto diferido aplicando la tasa del
Impuesto a los Rendimientos Petroleros (IRP) y de impuesto sobre la renta (ISR), a
las diferencias temporales entre los valores contables y fiscales de los activos y
pasivos a la fecha de los estados financieros consolidados.
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n) Contingencias
Las obligaciones o pérdidas importantes relacionadas con contingencias se
reconocen cuando es probable que sus efectos se materialicen y existan elementos
razonables para su cuantificación. Si no existen estos elementos razonables, se
incluye su revelación en forma cualitativa en las notas a los estados financieros
consolidados. Los ingresos, utilidades o activos contingentes se reconocen hasta el
momento en que existe certeza de su realización.
o) Reconocimiento de los ingresos
Para todos los productos de exportación, el riesgo de pérdida y el título de propiedad
se transfieren al momento del embarque, por lo que PEMEX registra los ingresos
por ventas cuando los productos son embarcados a los clientes del extranjero. En el
caso de algunas ventas nacionales en las cuales el cliente recibe el producto en las
instalaciones de PEMEX, las ventas se registran cuando el cliente recoge el
producto. Para las ventas nacionales en las que PEMEX es responsable de la entrega
del producto, el riesgo de pérdida y la propiedad se transfieren en el punto de
entrega, y PEMEX registra los ingresos por ventas al momento de entrega del
producto.
Los ingresos por servicios se reconocen una vez que existe el derecho de cobro
sobre los mismos.
p) Segmentos operativos
Un segmento operativo es un componente identificable de PEMEX que desarrolla
actividades de negocio de las que puede obtener ingresos e incurrir en gastos,
incluyendo aquellos ingresos y gastos relacionados con transacciones con otros
componentes de la entidad y sobre los cuales PEMEX dispone de información
financiera separada que es evaluada regularmente por la máxima autoridad en la
toma de decisiones, para asignar recursos y evaluar el rendimiento del segmento.
q) Cambios contables.
Como parte del proceso de adopción de NIIF, continuamos llevando a cabo una
revisión exhaustiva de los cálculos realizados para la determinación de los ajustes
por adopción inicial que permiten las NIIF, por lo anterior y como producto de este
análisis, se ajustó principalmente en el Balance inicial, el valor de los activos fijos
teniendo un efecto en resultados acumulados conforme a lo establecido en la NIIF 1
“Adopción por primera vez de las NIIF.”
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Consolidado
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Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
22
Los efectos contables resultantes de estos cálculos fueron reconocidos dentro de la
conciliación para el ejercicio inicial de 2011 de la siguiente manera:
Monto
Reportado
Previamente
Cambio
recalculado
Monto
ajustado
Inventarios ................................................................. $ 36,786,565 $ 2,481,306 $ 39,267,871
Cuentas por cobrar
Instrumentos financieros
derivados ..............................................................
19,037,381
533,869
19,571,250
Propiedades, Mobiliario y
Equipo ..................................................................
1,573,271,615
(47,944,948)
1,525,326,667
Activos Intangibles .................................................... 7,146,144 8,387,092 15,533,237
Otros pasivos circulantes ........................................... 21,576,453 35,086 21,611,539
Pasivos no circulantes ............................................... 1,439,400,424 (838,490) 1,438,561,934
Otros Resultados integrales ....................................... (232,400) (5,932) (238,332)
Resultados Acumulados ............................................ 22,723,157 (35,733,345) (13,010,188)
(4) Efectivo y equivalentes de efectivo
30 de
junio
31 de
diciembre
1 de
enero
2012 2011 2011
Efectivo y bancos ...................................................... $ 94,340,028 $ 97,343,403 $ 110,462,006
Inversiones disponibles a la vista ............................. 31,426,910 17,024,833 20,720,919
Total de efectivo y equivalentes de
efectivo ............................................................... efectivo
$
125,766,938
$114,368,236
$ 131,182,925
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Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
23
(5) Cuentas por cobrar
30 de
junio
31 de
diciembre
1 de
enero
2012 2011 2011
Clientes del extranjero .............................................. $ 35,371,052 $ 61,402,275 $ 39,398,026
Clientes del país ........................................................ 59,029,240 47,132,036 33,855,752
IEPS negativo pendiente de acreditar ....................... 18,485,813 19,665,432 6,031,103
Anticipo de impuestos .............................................. 13,639,945 9,321,409 16,585,577
Deudores diversos ..................................................... 5,049,125 7,951,295 10,573,269
Funcionarios y empleados ........................................ 4,633,439 4,623,555 4,525,102
Siniestros ................................................................... 2,843,482 2,627,112 8,037,264
Anticipo de proveedores ........................................... 2,650,557 1,830,758 1,628,580
Otras cuentas por cobrar ........................................... 97,258 104,798 252,710
Total de cuentas por cobrar ................................... $ 141,799,911 $ 154,658,670 $ 120,887,383
(6) Inventarios
30 de
junio
31 de
diciembre
1 de
enero
2012 2011 2011
Petróleo crudo, productos refinados,
derivados y petroquímicos ..................................
$
42,118,600
$ 39,303,934
$ 34,435,817
Materiales y accesorios en almacenes ...................... 5,335,510 5,526,281 4,611,575
Materiales y productos en tránsito ............................ 164,161 268,868 220,479
Total de inventarios ............................................. $ 47,618,271 $ 45,099,083 $ 39,267,871
(7) Inversiones disponibles para la venta
Durante 2011, se adquirieron 57,204,240 de acciones en Repsol YPF S.A. (Repsol) con un
costo de $20,783,820. Estas acciones fueron adquiridas a través de PMI HBV, a través de
las cuales PEMEX obtuvo participación directa jurídica y económica de estas acciones por
aproximadamente el 4.69% del patrimonio de Repsol. Además, desde 2008, PEMEX ha
suscrito y renovado equity swaps con instituciones financieras sobre 58,679,799 acciones
de Repsol por las que PEMEX ha obtenido los derechos económicos y de voto adicionales
(aproximadamente el 4.80% del patrimonio de Repsol). Por lo que la tenencia accionaria
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
24
de PEMEX sobre las acciones de Repsol, junto con los derechos económicos y de voto
adquiridas a través de los equity swaps mencionados anteriormente, incrementaron el
derecho económico y de voto en Repsol a 9.49%. Adicionalmente, PEMEX mantiene una
acción de Repsol a través de PMI SES.
Al 30 de junio de 2012 y al 31 de diciembre de 2011, el valor de mercado de las 57,204,240
acciones fue de $12,266,899 y 24,655,980 respectivamente. El efecto de la valuación a
valor razonable de la inversión se registró en otros resultados integrales dentro del
patrimonio por $10,889,818 y $3,872,160 respectivamente.
(8) Inversiones permanentes en acciones de compañías subsidiarias, asociadas no
consolidadas y otras
Porcentaje
de
30 de
junio
31 de
diciembre
1 de
enero
participación 2012 2011 2011
Deer Park Refining Limited ...................................... 50% $ 6,165,311 $ 6,576,415 $ 6,749,297
Gasoductos de Chihuahua,
S. de R.L. de C.V. ...............................................
50%
3,361,742
3,252,693
2,585,866
Otras neto .................................................................. 4,274,821 5,817,055 4,185,090
$ 13,801,874 $ 15,646,163 $ 13,520,253
(9) Deuda
Durante el periodo del 1° de enero al 30 de junio de 2012, PEMEX realizó las siguientes
operaciones de financiamiento:
Al 30 de junio de 2012 Petróleos Mexicanos cuenta con líneas de crédito para
manejo de liquidez por US$ 3,250,000 y están disponibles en su totalidad.
Del 1 de enero al 30 de junio de 2012, PMI HBV, obtuvo US$ 8,117,000 y pagó
US$7,747,000 bajo una línea de crédito revolvente de US$1,000,000.
El 24 de enero de 2012, la Emisora realizó una emisión por US$ 2,100,000, con
vencimiento en 2022 a una tasa cupón de 4.875%. Dicha operación se realizó bajo
el programa de emisión de Pagarés de Mediano Plazo Serie C, por US$22,000,000.
La emisión se encuentra respaldada por los Garantes.
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Consolidado
A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
25
El 14 de febrero de 2012 PMI NASA obtuvo cuatro préstamos directos por un
importe total de US$151,945, a una tasa fija mensual del 3.50% con fecha de
vencimiento el 30 de diciembre de 2021.
El 12 de marzo de 2012 PMI NASA obtuvo un préstamo directo por US$ 37,997, a
una tasa de interés fija mensual del 3.8% con fecha de vencimiento el 27 de enero
de 2022.
El 28 de marzo de 2012 PMI Trading obtuvo un préstamo por US$ 125,000 a una
tasa de 1.8635% que fue cancelado el 12 de abril de 2012.
El 29 de marzo de 2012 PMI Trading obtuvo un préstamo por $1,300,000, a una
tasa del 5.264% y fue pagado el 12 de abril de 2012.
El 10 de abril de 2012, Petróleos Mexicanos, emitió bonos por ₣ 300,000 a una tasa
del 2.50% con vencimiento en 2019, bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo,
serie C. La emisión se encuentra respaldada por los Garantes.
El 26 de abril de 2012, Petróleos Mexicanos emitió AUD 150,000 a una tasa de
6.125% con vencimiento en 2017, bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo,
serie C. La emisión se encuentra respaldada por los Garantes.
En mayo 2012, PMI Trading obtuvo y pagó $ 5,567,000 de su línea de crédito
revolvente.
El 26 de junio de 2012, Petróleos Mexicanos emitió un bono en los mercados
internacionales por un monto total de US$ 1,750,000. Se trata de un nuevo bono con
vencimiento en junio de 2044 que pagará un cupón de 5.50% bajo el Programa de
Notas a Mediano Plazo Serie C.
Durante el primer semestre de 2012, Petróleos Mexicanos obtuvo US$ 312,700 a
través de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) de Pemex-Exploración
y Producción para la explotación de yacimientos de gas natural en la cuenca de
Burgos.
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
26
(10) Información por segmentos
Por el periodo al 30 de junio 2012: PEP REF PGPB PPQ
Corporativo y
Compañías
subsidiarias
Eliminaciones Total
Ventas
Clientes externos .......................................................................... $ - $ 345,635,187 $ 56,051,441 $ 14,913,712 $ 397,296,330 $ - $ 813,896,670
Intersegmentos.............................................................................. 692,177,213 33,788,808 34,029,846 3,586,542 240,469,993 (1,004,052,402) -
Ingresos por servicios ................................................................... - 2,036,109 532,169 - 1,502,682 (576,585) 3,494,375
Costo de ventas .................................................................................... 139,344,462 524,956,298 84,506,235 14,893,479 609,199,182 (977,449,696) 395,449,960
Rendimiento bruto ............................................................................... 552,832,751 (143,496,194) 6,107,221 3,606,775 30,069,823 (27,179,291) 421,941,085
Gastos generales .................................................................................. 20,148,558 28,918,460 6,700,021 6,479,971 21,277,808 (27,514,752) 56,010,066
Otros ingresos—Neto .......................................................................... 134,070 116,784,214 53,030 90,590 233,975 (236,871) 117,059,008
Rendimiento (pérdida) operación ........................................................ 532,818,263 (55,630,440) (539,770) (2,782,606) 9,025,990 98,590 482,990,027
Resultado integral de financiamiento: (2,195,107) (7,421,760) 1,529,284 (389,780) (1,220,226) (91,434) (9,789,023)
Intereses a cargo ........................................................................... (22,314,514) (9,078,950) (844,401) (405,400) (47,410,265) 42,960,283 (37,093,247)
Intereses a favor............................................................................ 6,943,556 492,957 2,171,786 9,490 43,964,688 (43,051,717) 10,530,760
Utilidad (pérdida) en cambios - Neta ............................................ 13,175,851 1,164,233 201,899 6,130 2,225,351 - 16,773,464
Participación en los resultados de subsidiarias no
consolidadas ................................................................................. 96,443 - 167,473 - 5,779,803 (6,017,362) 26,357
Impuestos y derechos ........................................................................... 464,347,511 - (217,086) 7,814 1,125,489 - 465,263,728
Rendimiento (pérdida) neto ................................................................. 66,372,088 (63,052,200) 1,374,073 (3,180,200) 12,460,078 (6,010,206) 7,963,633
Otros resultados integrales ................................................................... - - - - (12,573,173) - (12,573,173)
Utilidad (pérdida) integral ................................................................... 66,372,088 (63,052,200) 1,374,073 (3,180,200) (113,095) (6,010,206) (4,609,540)
Activo circulante .................................................................................. 879,424,716 396,554,631 100,388,306 89,225,177 1,052,927,362 (2,180,331,519) 338,188,673
Inversiones permanentes en compañías no
consolidadas, asociadas y otras..................................................... 889,536 157,094 2,026,405 - 308,514,125 (297,785,286) 13,801,874
Pozos, ductos, inmuebles y equipo ...................................................... 1,218,186,798 221,418,760 109,506,518 40,754,445 9,731,142 - 1,599,597,663
Total Activo ......................................................................................... 2,110,799,832 619,474,547 214,286,540 130,773,070 2,019,639,514 (3,124,622,917) 1,970,350,586
Pasivo circulante .................................................................................. 402,072,255 536,417,272 24,447,750 24,527,151 1,404,392,619 (2,169,938,932) 221,918,115
Deuda a largo plazo ............................................................................. 621,706,477 30,242,357 1,432,750 221,685 656,538,246 (639,345,256) 670,796,259
Reserva para beneficios a empleados ................................................... 281,320,420 286,039,852 63,890,063 83,209,485 152,315,671 - 866,775,491
Total Pasivo ......................................................................................... 1,365,661,387 862,517,588 114,932,057 108,336,843 2,227,981,560 (2,826,849,052) 1,852,580,383
Patrimonio ........................................................................................... 745,138,445 (243,043,041) 99,354,483 22,436,227 (208,342,046) (297,773,865) 117,770,203
Depreciación y amortización ............................................................... 58,206,486 4,960,082 3,958,560 1,500,404 355,515 - 68,981,047
Costo neto del periodo de beneficios a empleados............................... 14,663,455 14,722,233 3,385,731 4,308,424 8,561,328 - 45,641,171
Altas de activo fijo ............................................................................... 76,123,341 7,907,985 1,500,267 993,100 1,401,474 - 87,926,167
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CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO:2012 AÑO: 2012
PETRÓLEOS MEXICANOS
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Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
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Por el periodo al 30 de junio de 2011: PEP REF PGPB PPQ
Corporativo y
Compañías
subsidiarias
Eliminaciones Total
Ventas
Clientes externos .......................................................................... s $ - $ 296,654,784 $ 63,610,349 $ 15,201,342 $ 367,769,043 $ - $ 743,235,518
Intersegmentos.............................................................................. 601,607,500 38,357,426 38,813,505 7,639,928 216,520,923 (902,939,282) -
Ingresos por servicios ................................................................... - 1,722,764 - - 1,513,795 (461,915) 2,774,644
Costo de ventas .................................................................................... 118,313,929 438,127,977 99,076,997 22,825,015 557,518,338 (880,135,854) 355,726,402
Rendimiento bruto ............................................................................... 483,293,571 (101,393,003) 3,346,857 16,255 28,285,423 (23,265,343) 390,283,760
Gastos generales .................................................................................. 14,191,196 21,531,213 5,313,286 4,902,536 18,306,400 (23,335,675) 40,908,956
Otros ingresos—Neto .......................................................................... (3,495,325) 80,023,905 836,990 246,621 287,821 31,294 77,931,306
Rendimiento (pérdida) operación ........................................................ 465,607,050 (42,900,311) (1,129,439) (4,639,660) 10,266,844 101,626 427,306,110
Resultado integral de financiamiento: 4,317,317 (7,461,602) 2,175,647 (405,616) 10,734,854 (91,293) 9,269,307
Intereses a cargo ........................................................................... (21,562,714) (9,151,402) (4,078,265) (422,578) (45,410,981) 59,259,358 (21,366,582)
Intereses a favor............................................................................ 17,339,570 234,653 6,067,432 8,514 52,845,070 (59,350,650) 17,144,589
Utilidad en cambios ...................................................................... 8,540,461 1,455,147 186,480 8,448 3,300,765 - 13,491,301
Participación en los resultados de subsidiarias no
consolidadas ................................................................................. 1,049
- - - 6,279,405 (5,997,732) 282,722
Impuestos y derechos ........................................................................... 412,559,067 - 1,285,935 6,122 5,425,708 - 419,276,832
Rendimiento (pérdida) neto ................................................................. 57,366,349 (50,361,913) (239,727) (5,051,398) 21,855,395 (5,987,399) 17,581,307
Otros resultados integrales ................................................................... - - - - (1,646,507) - (1,646,507)
Utilidad (pérdida) integral ................................................................... 57,366,349 (50,361,913) (239,727) (5,051,398) 20,208,888 (5,987,399) 15,934,800
Depreciación y amortización .............................................................. 51,760,539 4,449,562 3,730,149 1,009,963 310,984 - 61,261,197
Costo neto del periodo de beneficios a empleados............................... 13,511,869 12,814,940 3,109,140 3,642,961 7,322,487 - 40,401,397
Altas de activo fijo ............................................................................... 58,506,237 7,634,369 831,039 785,500 108,899 - 67,866,044
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Consolidado
A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
28
Por el año terminado al 31 de diciembre de 2011: PEP REF PGPB PPQ
Corporativo y
Compañías
subsidiarias
Eliminaciones Total
Ventas
Clientes externos .......................................................................... $ - $ 621,678,105 $128,665,354 $ 28,854,514 $ 772,965,363 $ - $ 1,552,163,336
Intersegmentos.............................................................................. 1,270,839,927 75,154,806 77,479,563 14,583,501 469,407,874 (1,907,465,671) -
Ingresos por servicios ................................................................... - 3,619,441 1,082,588 - 2,997,188 (1,433,631) 6,265,586
Costo de ventas .................................................................................... 279,007,621 935,632,210 202,086,531 44,819,522 1,189,788,026 (1,863,415,340) 787,918,570
Rendimiento bruto ............................................................................... 991,832,306 (235,179,858) 5,140,974 (1,381,507) 55,582,399 (45,483,962) 770,510,352
Gastos generales .................................................................................. 26,612,112 42,502,008 10,335,142 9,059,477 39,278,023 (46,156,785) 81,629,977
Otros ingresos—Neto .......................................................................... 22,959,271 173,375,469 330,873 6,592,870 (1,815,189) (522,144) 200,921,150
Rendimiento (pérdida) operación ........................................................ 988,179,465 (104,306,397) (4,863,295) (3,848,114) 14,489,187 150,679 889,801,525
Resultado integral de financiamiento: (72,216,952) (22,848,216) 3,071,343 (755,810) 411,287 (142,045) (92,480,393)
Intereses a cargo ........................................................................... (42,188,969) (16,635,802) (5,367,648) (756,538) (85,925,550) 88,247,880 (62,626,627)
Intereses a favor............................................................................ 18,121,683 395,051 8,665,856 16,533 90,981,026 (88,389,925) 29,790,224
Utilidad (pérdida) en cambios ...................................................... (48,149,666) (6,607,465) (226,865) (15,805) (4,644,189) - (59,643,990)
Participación en los resultados de subsidiarias no
consolidadas ................................................................................. 39,873 - (341,562) - (92,059,501) 91,564,792 (796,398)
Impuestos y derechos ........................................................................... 871,471,372 - 282,399 10,532 4,024,032 - 875,788,335
Rendimiento (pérdida) neto ................................................................. 44,531,014 (127,154,613) (2,415,913) (4,614,456) (81,183,059) 91,573,426 (79,263,601)
Otros resultados integrales ................................................................... - - - - (19,191,576) - (19,191,576)
Utilidad (pérdida) integral ................................................................... 44,531,014 (127,154,613) (2,415,913) (4,614,456) (100,374,635) 91,573,426 (98,455,177)
Activo circulante .................................................................................. 820,495,105 386,170,862 101,127,162 89,543,114 1,025,227,243 (2,068,255,524) 354,307,962
Inversiones permanentes en compañías no consolidadas,
asociadas y otras ........................................................................... 793,092 157,094 3,466,391 - 317,377,988 (306,148,402) 15,646,163
Pozos, ductos, inmuebles y equipo ...................................................... 1,208,621,787 219,176,143 112,104,705 41,264,703 9,900,396 - 1,591,067,734
Total Activo ......................................................................................... 2,042,377,083 606,644,191 218,996,654 131,686,440 2,001,154,627 (3,020,923,562) 1,979,935,433
Pasivo circulante .................................................................................. 414,738,364 467,072,805 32,245,722 24,776,254 1,375,772,617 (2,061,160,609) 253,445,153
Deuda a largo plazo ............................................................................. 620,556,799 33,166,720 1,711,125 255,062 659,895,546 (642,928,086) 672,657,166
Reserva para beneficios a empleados ................................................... 272,745,883 278,413,001 61,292,344 80,695,724 150,314,666 - 843,461,618
Total Pasivo ......................................................................................... 1,363,611,402 786,635,034 120,965,841 106,070,015 2,195,052,817 (2,714,779,419) 1,857,555,690
Patrimonio ........................................................................................... 678,765,681 (179,990,843) 98,030,814 25,616,426 (193,898,191) (306,144,144) 122,379,743
Depreciación y amortización ............................................................... 107,800,367 9,015,060 6,692,137 2,026,575 624,298 - 126,158,437
Costo neto del periodo de beneficios a empleados............................... 23,537,795 22,543,967 5,197,063 6,346,549 10,930,633 - 68,556,007
Altas de activo fijo ............................................................................... 160,797,400 26,919,000 3,519,900 2,563,200 819,300 - 194,618,800
BOLSA MEXICANA DE VALORES, S.A.B. DE C.V.
CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO:2012 AÑO: 2012
PETRÓLEOS MEXICANOS
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
29
Al 1 de enero de 2011: PEP PR PGPB PPQ
Corporativo y
compañías
subsidiarias
Eliminaciones Total
Activo circulante .................................................................................. $ 739,822,774 $ 371,951,541 $ 99,738,697 $ 89,681,743 $ 913,283,766 $ (1,903,569,091) $ 310,909,430
Inversiones permanentes en compañías no consolidadas,
asociadas y otras ........................................................................... 753,219 157,094
1,983,237 - 395,704,399 (385,077,696 ) 13,520,253
Pozos, ductos, inmuebles y equipo ...................................................... 1,162,815,841 202,312,826 115,929,372 34,408,032 9,860,596 - 1,525,326,667
Total Activo ......................................................................................... 1,915,612,937 575,503,347 218,095,332 125,248,835 1,875,682,024 ( 2,844,852,888) 1,865,289,587
Pasivo circulante .................................................................................. 433,338,544 323,872,240 29,914,167 17,323,008 1,294,463,251 (1,891,704,715) 207,206,495
Deuda a largo plazo ............................................................................. 532,529,418 30,896,536 2,855,608 318,043 561,413,631 (553,222,768) 574,790,468
Reserva para beneficios a empleados ................................................... 263,822,113 253,192,506 59,267,028 70,272,174 135,475,217 - 782,029,038
Total Pasivo ......................................................................................... 1,285,040,064 615,223,704 118,336,498 88,213,142 1,998,726,731 (2,459,771,710) 1,645,768,429
Patrimonio ........................................................................................... 630,572,873 (39,720,357) 99,758,834 37,035,693 (123,044,707) (385,081,178) 219,521,158
BOLSA MEXICANA DE VALORES, S.A.B. DE C.V.
CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO:2012 AÑO: 2012
PETRÓLEOS MEXICANOS
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
30
(11) Eventos subsecuentes
Durante el mes de julio se han realizado las siguientes operaciones de financiamiento
significativas:
El 6 de julio de 2012, Petróleos Mexicanos llevó a cabo la emisión de dos bonos
garantizados por el Export-Import Bank de los Estados Unidos de América (Ex-Im
Bank) por un monto de US$ 400,000 cada uno, con una vida media de 5.71 años, los
cuales pagarán un cupón semestral de 2.0% y 1.95% respectivamente, más una prima
correspondiente al seguro del Ex-Im Bank. Los bonos vencerán el 20 de diciembre de
2022.
El 18 de julio de 2012, Petróleos Mexicanos obtuvo un crédito bilateral con el Export
Development de Canada (EDC) por un monto de US$ 300,000, con vencimiento en
julio de 2017, el cual pagará una tasa de interés de 1.50% anual.
El 26 de julio de 2012, Petróleos Mexicanos llevó a cabo la emisión de un tercer bono
con la garantía del Ex-Im Bank por un por un monto de US$ 400,000 con una vida
media de 5.65 años, el cual pagará un cupón semestral de 1.70% mas una prima
correspondiente al seguro del Ex-Im Bank. Al igual que los bonos anteriores, este bono
vencerá el 20 de diciembre de 2022.
En los Estados Financieros Consolidados intermedios de PEMEX, ésta ha valuado y
reconocido 57,204,240 acciones de Repsol adquiridas a través de PMI Holdings, B.V.
como disponibles para su venta al 31 de diciembre de 2011 con un valor aproximado de
$24,655,980. El valor de las acciones de Repsol en el mercado ha disminuido
aproximadamente un 52.8%, de US$30.51 por acción al 30 de diciembre de 2011 a
US$14.39 por acción al 26 de julio de 2012, de acuerdo con las cotizaciones de la Bolsa de
Madrid, donde cotizan dichas acciones. Mientras la Emisora mantenga las acciones como
disponibles para su venta, los cambios en su valor de mercado se registrarán en el resultado
integral en el patrimonio y no afectarán los resultados de operación. A la fecha de este
reporte, la Emisora está en proceso de evaluar el impacto que estos acontecimientos tengan
sobre su inversión en Repsol.
Al 26 de julio de 2012, el tipo de cambio era de $13.42 pesos por dólar, que comparado con
el tipo de cambio al 30 de junio de 2012 por $13.65, refleja una apreciación de 1.7%.
Al 26 de julio de 2012, el precio promedio del petróleo crudo de exportación era de
US$96.91 por barril, que comparado con el precio promedio al 30 de junio de 2012 por
US$90.47, refleja una apreciación de 7.1%.
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CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO:2012 AÑO: 2012
PETRÓLEOS MEXICANOS
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
31
(12) Contingencias
PEMEX enfrenta diversos juicios civiles, fiscales, penales, agrarios, administrativos,
ambientales, laborales, mercantiles, de amparo y de arbitraje cuya resolución final se
desconoce a la fecha de estos estados financieros. Al 30 de junio de 2012 se tiene registrada
una provisión por $9,510,573. A continuación se presenta el estado que guardan los
principales procesos judiciales, administrativos y arbitrales a esa fecha:
En septiembre de 2001, CONPROCA, S.A. de C.V. (“CONPROCA”), consorcio que prestó
sus servicios para la construcción de diversas obras con motivo de la reconfiguración de la
Refinería de Cadereyta, presentó una demanda ante la Corte Internacional de Arbitraje
(Juicio Arbitral No. 11760/KGA), en contra de la Emisora y PR. Como resultado del laudo
parcial sobre responsabilidad, emitido el 17 de diciembre de 2008, el Tribunal Arbitral se
pronunció sobre la procedencia genérica de los reclamos; es decir, no se determinan
cantidades. Las prestaciones que reclama CONPROCA ascienden a US$ 424,890; por su
parte, la Emisora y PR cuantificaron sus reclamos en US$ 116,025. El 11 de enero de 2012,
la Cámara de Comercio Internacional en México notificó el laudo final, resolviendo que la
Emisora y PR deben pagar a CONPROCA la cantidad de US$ 311,178 y CONPROCA
debe pagar a la Emisora y PR la cantidad de US$ 29,056. Una vez compensados los
montos, resulta una cantidad favorable a CONPROCA por US$ 282,121 más gastos
financieros e impuestos. El 10 de febrero de 2012 ante la Secretaría de la Corte
Internacional de Arbitraje, CONPROCA presentó solicitud de interpretación del laudo final
de cuantificación, misma que fue desechada, notificando a las partes dicha resolución, el 30
de abril de 2012. El 14 de diciembre de 2011, CONPROCA interpuso demanda de
reconocimiento del laudo parcial el cual fue notificado a la Emisora y PR el 13 de abril de
2012. Posteriormente CONPROCA amplió dicha demanda en dos ocasiones, prorrogándose
30 días el término para dar contestación a la demanda, el cual vence el 12 de julio de 2012.
En diciembre de 2003, Unión de Sistemas Industriales, S.A. de C.V. (“USISA”) demandó a
PR la nulidad de un contrato de obra a precios unitarios y tiempo determinado, cuyo objeto
fue la modernización del sistema de protección catódica en algunos ductos de PR; así como
el pago de daños y perjuicios, demandando la cantidad de $393,094 ante el Juzgado Tercero
de Distrito en materia Civil en el Distrito Federal (expediente No. 202/2003). Se dictó
sentencia definitiva en la que se condenó parcialmente a PR al pago de diversas
prestaciones. Con fecha 13 de julio de 2010 se emitió la sentencia en cumplimiento de la
ejecutoria de amparo presentado por USISA ante el Segundo Tribunal Unitario en materias
Civil y Administrativa del Primer Circuito en el Distrito Federal, por la cual se condena a
PR a pagar por diversas prestaciones un monto aproximado de $89,000. El 22 de marzo de
2011 PR cubrió la suerte principal y la parte actora presentó su incidente de liquidación de
gastos financieros por un importe de $67,281, mismo que fue contestado, abriéndose el
incidente a periodo probatorio y PR designó a su perito, quien aceptó el cargo. Se
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
32
desahogaron las pruebas y con fecha de 11 de mayo de 2012, se celebró la audiencia final
del incidente, habiéndose citado a las partes para oír sentencia correspondiente.
En diciembre de 2004, Corporación Mexicana de Mantenimiento Integral, S. de R.L. de
C.V. (“COMMISA”) demandó a PEP ante la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara
de Comercio Internacional (arbitraje 13613/CCO/JRF) por presuntos incumplimientos
derivados de un contrato de obra de dos plataformas en Cantarell (Proyecto IPC-01). El 16
de diciembre de 2009 se emitió laudo, en el que se condena a PEP a pagar a COMMISA las
siguientes cantidades: US$ 293,645 y $34,459 más intereses. Asimismo, se condenó a
COMMISA a pagar a PEP la cantidad de US$ 5,919 más intereses. El 11 de enero de 2010,
PEP fue notificado que COMMISA solicitó el reconocimiento y ejecución del laudo ante la
Corte del Distrito Sur de Nueva York, en Estados Unidos, caso número 10-cv-00206-AKH,
habiéndose dictado sentencia el 2 de noviembre de 2010, reconociendo el laudo y
ordenando a PEP a pagar US$ 355,864. El 15 de noviembre de 2010, PEP presentó moción
ante la Corte de Apelaciones para que se devuelva el caso a la Corte de Distrito y anule su
sentencia. Para suspender la ejecución PEP garantizó el pago del laudo mediante el
depósito de US$ 395,009 el 30 de diciembre de 2010. PEP demandó la nulidad de laudo
arbitral ante el Juez Quinto de Distrito en materia Civil del Distrito Federal en cuyo
procedimiento por sentencia de 24 de octubre de 2011 se declaró la nulidad del laudo
arbitral. Basados en la nulidad del laudo, se solicitó a la Corte de Apelaciones en Estados
Unidos declarar nula la sentencia dictada el 2 de noviembre de 2010, que reconoció el
laudo y ordenó el depósito para suspender la ejecución; así como que se resuelva de nueva
cuenta la moción de PEP para que rechace la petición de COMMISA para ejecutar el laudo.
El 2 de febrero de 2012 se celebró la audiencia del caso. El 16 de febrero del 2012 se dictó
resolución en la Corte de Apelaciones anulando la sentencia de primera instancia y
remitiendo el expediente al interior para que reponga el procedimiento y dicte una nueva
sentencia tomando en consideración que el laudo fue anulado en México, entre otras
cuestiones. El expediente ya fue remitido a la Corte de Distrito y PEP solicitó el rechazo de
la solicitud de COMMISA para confirmar el laudo, tomando en consideración que el laudo
fue anulado; COMMISA reiteró su solicitud para que fuere confirmado el mismo. El 10 de
mayo de 2012 se celebró la audiencia del caso. Derivado de la misma, las partes ofrecerán
escritos para informar al Juez de Distrito sobre el respeto que debe darse a una sentencia
extranjera que anula el laudo, así como de la razonabilidad de la anulación del laudo. Se
fijó una nueva audiencia para el 12 de julio de 2012.
En febrero de 2010, el SAT dio a conocer a PEP las observaciones resultantes de la revisión
a los estados financieros del ejercicio 2006, por las contribuciones federales, el IVA y el
Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos. Mediante resolución del 20 de septiembre de
2010, notificada el 22 del mismo mes y año, el SAT determinó diversos créditos fiscales
por un monto de $4,575,208 a cargo de PEP. El 30 de noviembre de 2010, PEP promovió
juicio contencioso administrativo (expediente 28733/10-17-03-7) contra dicha resolución
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
33
ante la Tercera Sala Regional Metropolitana del Tribunal Federal de Justicia Fiscal y
Administrativa, el cual fue admitido el 14 de febrero de 2011. Con fecha de 24 de agosto de
2011 se notificó la contestación de demanda formulada por el SAT, así como el recurso de
reclamación promovido por la misma en contra de la admisión de prueba pericial ofrecida
por PEP. El 30 de agosto de 2011, se manifestó el recurso de reclamación promovido por
PEP y el 6 de septiembre de 2011 el perito designado por PEP aceptó y protestó el cargo,
asimismo, el 12 de octubre de 2011, se solicitó a la Sala requerir a la demandada la
remisión del expediente administrativo de manera completa, incluyendo los medios de
convicción aportados durante el procedimiento de revisión. A esta fecha, el juicio se
encuentra en etapa de desahogo de pruebas.
En febrero de 2010, el SAT dio a conocer a PR las observaciones resultantes de la revisión
a los estados financieros del ejercicio 2006 por las contribuciones federales, el IVA y el
Impuesto a los Rendimientos Petroleros. Mediante resolución del 20 de septiembre de
2010, el SAT determinó un crédito fiscal a cargo de PR, por la supuesta omisión en el
entero de IVA, actualización, recargos y multa, por la cantidad de $1,553,371. El 30 de
noviembre de 2010, PR promovió juicio contencioso administrativo (expediente 28733/10-
17-03-7) contra dicha resolución ante la Tercera Sala Regional Metropolitana del Tribunal
Federal de Justicia Fiscal y Administrativa, el cual fue admitido el 14 de febrero de 2011.
Con fecha de 24 de agosto de 2011 se notificó la contestación de demanda formulada por el
SAT, así como el recurso de reclamación promovido por la misma en contra de la admisión
de prueba pericial ofrecida por PR. El 30 de agosto de 2011, se manifestó el recurso de
reclamación promovido por PR y el 6 de septiembre de 2011 el perito designado por PR
aceptó y protestó el cargo, asimismo, el 12 de octubre de 2011, se solicitó a la Sala requerir
a la demandada la remisión del expediente administrativo de manera completa, incluyendo
los medios de convicción aportados durante el procedimiento de revisión. A esta fecha, el
juicio se encuentra en etapa de desahogo de pruebas.
El 14 de abril de 2010, la señora Irma Ayala Tijerina de Barroso y otros demandaron
civilmente a la Emisora y a PGPB ante el Juzgado Séptimo de Distrito en Reynosa,
Tamaulipas, el pago de daños y perjuicios, por la cantidad de $1,490,873 como
consecuencia de la posible contaminación en terrenos contiguos a las lagunas de
tratamiento de aguas residuales del CPG Reynosa. El 7 de mayo de 2010, la Emisora y
PGPB dieron contestación a la demanda, interponiendo, entre otras, la excepción de
incompetencia por materia y subsidiariamente por territorio, por estimarse que el
conocimiento corresponde al Tribunal Federal de Justicia Fiscal y Administrativa.
Adicionalmente se opuso también la incompetencia por razón de territorio al haberse
sometido las partes, en el contrato de servidumbre, a la jurisdicción de los tribunales
federales de la Ciudad de México, mismo que fue declarado infundado. La Emisora y
PGPB apelaron ante el Tercer Tribunal Unitario del Décimo Noveno Circuito, mismo que
rechazó dicho recurso. Con fecha 6 de mayo de 2011, ese Tribunal notificó una nueva
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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34
resolución que desestima la apelación presentada por la Emisora y PGPB. El 26 de mayo
de 2011, la Emisora y PGPB promovieron un amparo contra esta resolución, mismo que
fue resuelto en el sentido de confirmar la competencia del Juez Séptimo de Distrito en
Reynosa, por el Segundo Tribunal Colegiado. Al haberse declarado infundada la cuestión
competencial hecha valer por la parte demanda, por acuerdo de 20 de abril de 2012, el Juez
ordenó la apertura del juicio a pruebas por un periodo de 30 días, habiéndose ofrecido en su
oportunidad pruebas documentales y periciales por ambas partes, encontrándose
actualmente en el proceso de desahogo de éstas últimas.
En febrero de 2011, EMS Energy Services de México, S. de R.L. de C.V. y Energy
Maintenance Services Group I. LLC demandó a PEP ante el Juzgado Tercero de Distrito de
Villahermosa, Tabasco (expediente 227/2010). La parte actora reclama, entre otras cosas,
la rescisión del contrato de obra pública y el pago de daños por un total de US$ 193,713 por
falta de pago por parte de PEP de acuerdo con lo establecido en dicho contrato. El
procedimiento se encuentra en desahogo de pruebas. Mediante acuerdo de 2 de diciembre
de 2011, el Segundo Tribunal Unitario del Décimo Circuito, resuelve el toca civil 31/2011-
VII, relativo a la apelación promovida por la parte actora contra el acuerdo de 29 de agosto
de 2011, por el que se le desecharon pruebas supervinientes, ordenándose la admisión de
las mismas. En tal sentido, el Juez ordenó, mediante acuerdo de 5 de enero de 2012, girar
oficio a la Séptima Sala Regional Metropolitana del Tribunal Federal de Justicia Fiscal y
Administrativa, para que remita las documentales allegadas como supervinientes, mismas
que a la fecha no han sido remitidas por dicho Órgano Jurisdiccional. En el mismo proveído
se niega a la parte actora petición de requerir a la demandada anexos del fallo y dictamen
de adjudicación del contrato. Además, se tiene a los peritos en economía y finanzas, así
como de contabilidad e ingeniería de la demandada rindiendo sus dictámenes. Por acuerdo
de 11 de enero de 2012, se desecha apelación de la actora contra acuerdo de 5 de enero de
2012 que le negó petición de requerir a la demandada exhibición de documentos. Siendo
que, por acuerdo de 19 de enero de 2012 se tiene a la parte actora promoviendo denegada
apelación contra acuerdo de 11 de enero de 2012 que le desechó apelación. Mediante
acuerdo de 28 de marzo de 2012, el Juez tiene por recibido el oficio del Segundo Tribunal
Unitario del Décimo Circuito mediante el cual remite la resolución dictada en el toca
denegada apelación, que confirma el acuerdo que desechó el recurso de apelación contra
acuerdo que negó requerimiento a la demandada exhibición de documentos anexos al
dictamen de adjudicación y fallo de la licitación. Mediante acuerdo de 25 de junio de 2012,
se tiene a los peritos de la parte demandada en materias de contabilidad y economía
exhibiendo oportunamente ampliaciones a sus dictámenes.
La parte actora promovió un juicio de amparo indirecto (No. 2185/2010-II), radicado en el
Juzgado Cuarto de Distrito en el Estado de Tabasco, impugnando la inconstitucionalidad de
la aplicación del artículo 62, fracción II de la Ley de Obras Públicas y Servicios
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Consolidado
A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
35
Relacionados con las Mismas, y la inminente aplicación de la garantía respectiva por la
rescisión del contrato de obra. Mediante acuerdo de 22 de marzo de 2012 el Juez admite
recurso de revisión contra la resolución constitucional que sobresee en el juicio de amparo
que interpuso la quejosa, el cual está pendiente de resolver.
Las actoras promovieron juicio de amparo indirecto (expediente 556/2011-II), radicado en
el Juzgado Quinto de Distrito en Materia Administrativa en el Distrito Federal, impugnando
la inconstitucionalidad de la aplicación del artículo 62, fracción II de la Ley de Obras
Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, relacionado con la aplicación de las
garantías, con motivo de la rescisión administrativa del contrato decretada por PEP y por
sentencia del 31 de octubre de 2011, se sobreseyó en el juicio. EMS promovió recurso de
revisión en contra de la citada sentencia, en el cual, por resolución dictada en sesión del día
23 de febrero de 2012, se confirma la sentencia recurrida que sobresee el juicio de
garantías. Por lo anterior, este juicio de amparo está concluido.
Las actoras promovieron juicio contencioso administrativo (expediente 4957/11-17-07-1),
radicado en la Séptima Sala Regional Metropolitana del Tribunal Federal de Justicia Fiscal
y Administrativa, demandando la nulidad de la resolución, que contiene la rescisión del
contrato. El 4 de abril de 2011 PEP fue emplazado a juicio, contestando la demanda el 13
de junio del mismo año. Por auto notificado el 24 de agosto de 2011, se tiene por
contestada, se admiten a trámite las pruebas periciales, económica y financiera, y se
requiere a PEP para que designe peritos de su parte y, en su caso, se adicionen los
cuestionarios correspondientes, lo cual se llevó a cabo el 9 de septiembre de 2011. Los
peritos fueron presentados el 7 de febrero de 2012. El 28 de junio de 2012 se presentaron
los dictámenes periciales por lo que se está en espera de que la autoridad determine sobre la
procedencia de la intervención de peritos terceros y, en su momento, se abrirá el periodo de
alegatos.
Con fecha 5 de julio de 2011, PEP fue notificado de un juicio ordinario civil que fue
iniciado por Saboratto S.A. de C.V., ante el Juzgado Décimo Segundo de Distrito en
Materia Civil del Distrito Federal (expediente 469/2010). La parte actora demanda, entre
otras prestaciones, la responsabilidad civil, daños y perjuicios derivados de los contratos de
prestación de servicios de alimentación y hotelería; así como la rescisión judicial y daño
moral, entre otros, cuyo monto reclamado es de $1,451,472. El 5 de agosto de 2011, PEP
presentó la contestación de la demanda. Se opuso la excepción de incompetencia, sin
embargo, el Juez en auto de 8 de agosto de 2011 determinó no darle trámite. PEP interpuso
recurso de apelación, y el Tribunal Unitario que conoció de la misma determinó confirmar
el auto recurrido, por lo que PEP promovió amparo indirecto, en el cual el 13 de enero de
2012 se llevó a cabo la audiencia constitucional, se emitió sentencia que niega amparo a
PEP, promoviéndose recurso de revisión, mismo que se encuentra pendiente de resolución.
Aunado a lo anterior, mediante escrito de 14 de noviembre de 2011, la parte actora
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A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
36
promovió diversas medidas de aseguramiento, a fin de obtener la suspensión de la
ejecución de las fianzas otorgadas. Dicha petición fue denegada, por lo que la actora
promovió recurso de apelación ante el Tercer Tribunal Unitario en materias Civil y
Administrativa (Toca Civil 508/2011), el cual declaró infundados los agravios.
Con fecha 8 de julio de 2011, Compañía Petrolera La Norma S.A., presentó ante la
Segunda Sala Regional Hidalgo-México del Tribunal Federal de Justicia Fiscal y
Administrativa, en Tlalnepantla, Estado de México una demanda de juicio contencioso
administrativo (expediente 4334/11-11-02-6) en contra del Director General de la Emisora
y del Director General de PEP, señalando como conceptos de impugnación la nulidad de las
negativas fictas configuradas por la falta de contestación a los escritos que presentó ante la
Dirección General de PEP y de la Emisora en febrero de 2009, a través de los cuales
requirió el pago al que dice tener derecho por concepto de la cancelación de las concesiones
confirmatorias de derechos petroleros y una indemnización por la cantidad de $1,552,730.
En noviembre de 2011 se notificó la suspensión del procedimiento derivado del incidente
de incompetencia, por razón de territorio, promovido por PEP y la Emisora hasta en tanto
se resuelva el mismo. A través de auto de fecha de 6 de marzo de 2012, la Sala Superior del
Tribunal Federal de Justicia Fiscal y Administrativa radica el incidente de incompetencia
promovido por las demandas, reservando su trámite hasta en tanto se presente el informe
solicitado al SAT respecto al domicilio fiscal de la actora.
Los resultados de los procesos incluidos en este reporte son de pronóstico incierto, ya que
la determinación final la tomarán las autoridades competentes.
(13) Conciliación de NIF a NIIF
La NIIF 1 requiere que una entidad concilie el capital, el resultado integral y los flujos de
efectivo correspondientes a periodos anteriores. Las siguientes tablas presentan las
conciliaciones de las NIF a las NIIF requeridas por la IFRS 1.
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37
Conciliación del estado de situación financiera al 1 de enero de 2011 (fecha de adopción a
NIIF) entre NIF y NIIF.
NIF
Al 31 de
diciembre de
2010
Ajustes
y/o
Reclasificaciones Ref
NIIF
Al 1 de
enero de
2011
Activo circulante:
Efectivo y equivalentes de efectivo .............................................. $ 133,587,079 $ (2,404,154) 1 $ 131,182,925
Cuentas por cobrar ........................................................................ 120,887,383 - 120,887,383
Inventarios .................................................................................... 40,518,866 (1,250,995) 2 39,267,871
Otros activos circulantes ............................................................... 20,917,211 (1,345,960) 3 19,571,251
Total Activo circulante ................................................................. 315,910,539 (5,001,109) 310,909,430
Inversiones permanentes en compañía no
consolidadas, asociadas y otras ......................................................
11,116,080
2,404,173
13,520,253
Pozos, ductos, inmuebles y equipo ................................................... 1,061,387,901 463,938,766 4 1,525,326,667
Activos intangibles ........................................................................... 6,782,060 8,751,177 1,5,6,8 15,533,237
Total Activo .................................................................................. $ 1,395,196,580 $ 470,093,007 $ 1,865,289,587
Pasivo circulante:
Porción circulante de la deuda a largo
plazo ..........................................................................................
$ 89,554,617
$ -
$ 89,554,617
Proveedores ................................................................................... 43,474,439 - 43,474,439
Cuentas y gastos acumulados por pagar ....................................... 21,658,672 (47,133) 3 21,611,539
Impuestos por pagar ...................................................................... 52,565,900 - 52,565,900
Total Pasivo circulante .................................................................. 207,253,628 (47,133) 207,206,495
Pasivo a largo plazo:
Deuda a largo plazo ...................................................................... 575,170,797 (380,329) 6 574,790,468
Reserva para beneficios a empleados ............................................ 661,365,065 120,663,973 7 782,029,038
Reserva para créditos diferidos ..................................................... 55,493,441 (1,363,484) 54,129,957
Impuestos diferidos ....................................................................... 7,215,760 20,396,711 8 27,612,471
Total Pasivo .................................................................................. 1,506,498,691 139,269,738 1,645,768,429
Patrimonio:
Certificados de aportación “A” ..................................................... 96,957,993 (47,353,193) 9 49,604,800
Aportaciones del Gobierno Federal .............................................. 183,829,166 (1,651,823) 9 182,177,343
Reserva Legal ............................................................................... 987,535 - 987,535
Otros resultados integrales acumulados ....................................... 4,396,294 (4,634,626) 10 (238,332)
Utilidades (pérdidas) acumuladas ................................................. (397,473,099) 384,462,911 10 (13,010,188)
Total Patrimonio ........................................................................... (111,302,111) 330,823,269 219,521,158
Total pasivos y patrimonio............................................................ $ 1,395,196,580 $ 470,093,007 $ 1,865,289,587
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
38
Conciliación del estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2011 entre NIF y
NIIF.
NIF
Al 31 de
diciembre de
2011
Ajustes
y/o
Reclasificaciones Ref
NIIF
Al 31 de
diciembre de
2011
Activo circulante:
Efectivo y equivalentes de efectivo .............................................. $ 117,100,111 $ (2,731,875) 1 $ 114,368,236
Cuentas por cobrar—Neto ........................................................... 154,658,670 - 154,658,670
Inventarios—Neto ......................................................................... 44,152,462 946,621 2 45,099,083
Otros activos circulantes ............................................................... 41,559,010 (1,377,036) 3 40,181,974
Total Activo circulante ................................................................. 357,470,253 (3,162,290) 354,307,963
Inversiones permanentes en compañías no
consolidadas, asociadas y otras ......................................................
12,913,364
2,732,799
15,646,163
Pozos, ductos, inmuebles y equipos ................................................. 1,152,505,680 438,562,054 4 1,591,067,734
Activos intangibles ........................................................................... 10,455,680 8,457,893 1,5,6,8 18,913,573
Total Activo .................................................................................. $ 1,533,344,977 $ 446,590,456 $ 1,979,935,433
Pasivo circulante:
Porción circulante de la deuda a largo
plazo ..........................................................................................
$ 110,497,449
$ -
$ 110,497,449
Proveedores ................................................................................... 53,313,171 - 53,313,171
Cuentas y gastos acumulados por pagar ....................................... 23,888,823 (24,750) 3 23,864,073
Impuestos por pagar ...................................................................... 65,770,460 - 65,770,460
Total Pasivo circulante .................................................................. 253,469,903 (24,750) 253,445,153
Pasivo a largo plazo:
Deuda a largo plazo ...................................................................... 672,275,110 382,057 6 672,657,167
Reserva para beneficios a empleados ............................................ 731,016,999 112,444,619 7 843,461,618
Reserva para créditos diferidos ..................................................... 64,284,261 (2,191,366) 62,092,895
Impuestos diferidos ....................................................................... 6,217,833 19,681,024 8 25,898,857
Total Pasivo .................................................................................. 1,727,264,106 130,291,584 1,857,555,690
Patrimonio:
Certificados de Aportación “A” .................................................... 96,957,993 (47,353,193) 9 49,604,800
Aportaciones del Gobierno Federal .............................................. 183,829,166 (1,651,823) 9 182,177,343
Reserva Legal ............................................................................... 987,535 - 987,535
Otros resultados integrales acumulados ........................................ 13,262,597 (31,378,744) 10 (18,116,147)
Pérdidas acumuladas ..................................................................... (397,473,099) 384,462,911 10 (13,010,188)
Pérdida neta .................................................................................. (91,483,321) 12,219,721 (79,263,600)
Total Patrimonio ........................................................................... (193,919,129) 316,298,872 122,379,743
Total pasivo y patrimonio ............................................................. $ 1,533,344,977 $ 446,590,456 $ 1,979,935,433
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
39
Conciliación del estado de resultados al 30 de junio de 2011 entre NIF y NIIF.
NIF
Al 30 de
junio de
2011
Ajustes
y/o
Reclasificaciones Ref
NIIF
Al 30 de
junio de
2011
Ventas netas ...................................................................................... $ 746,010,162 $ - $ 746,010,162
Costo de lo vendido .......................................................................... 351,825,180 3,901,222 2,4,7 355,726,402
Rendimiento bruto ....................................................................... 394,184,982 (3,901,222) 390,283,760
Gastos generales: ..............................................................................
Gastos de distribución ................................................................... 15,349,371 (1,730,128) 5,7 13,619,243
Gastos de administración ............................................................... 32,813,326 (5,523,613) 7 27,289,713
Total de gastos generales ............................................................. 48,162,697 (7,253,741) 40,908,956
Otros ingresos-neto ........................................................................... 78,048,443 (117,137) 4 77,931,306
Rendimiento de operación .......................................................... 424,070,728 3,235,382 427,306,110
Resultado integral de financiamiento ...............................................
Intereses a cargo - Neto ................................................................. (4,214,846) (7,147) 3 (4,221,993)
Utilidad en cambios - Neta ............................................................ 9,623,417 3,867,883 13,491,300
5,408,571 3,860,736 9,269,307
Participación en los resultados de
subsidiarias no consolidadas,
asociadas y otras ..........................................................................
282,722
-
282,722
Rendimiento antes de impuestos,
derechos y aprovechamientos ....................................................
429,762,021
7,096,118
436,858,139
Derechos sobre extracción de petróleo y
otros ............................................................................................
412,821,745
-
412,821,745
Impuestos a los rendimientos petroleros........................................... 4,585,692 - 4, 585,692
Impuesto sobre la renta .................................................................... 1,125,695 743,700 1,869,395
418,533,132 743,700 419,276,832
Utilidad neta del periodo ............................................................... $ 11,228,889 $ 6,352,418 $ 17,581,307
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(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
40
Conciliación del estado de resultados al 31 de diciembre de 2011 entre NIF y NIIF.
NIF
Al 31 de
diciembre de
2011
Ajustes
y/o
Reclasificaciones Ref
NIIF
Al 31 de
diciembre de
2011
Ventas netas ...................................................................................... $ 1,558,428,922 $ - $ 1,558,428,922
Costo de lo vendido .......................................................................... 780,625,539 7,293,031 2,4,7 787,918,570
Rendimiento bruto ....................................................................... 777,803,383 (7,293,031) 770,510,352
Gastos generales: ..............................................................................
Gastos de distribución ................................................................... 31,349,011 (3,445,171) 5,7 27,903,840
Gastos de administración ............................................................... 65,029,047 (11,302,910) 7 53,726,137
Total de gastos generales ............................................................. 96,378,058 (14,748,081) 81,629,977
Otros ingresos-neto ........................................................................... 195,544,884 5,376,266 4 200,921,150
Rendimiento de operación .......................................................... 876,970,209 12,831,316 889,801,525
Resultado integral de financiamiento ...............................................
Intereses a cargo - neto ................................................................. (32,840,763) 4,360 3 (32,836,403)
Pérdida en cambios - Neta ............................................................ (58,800,623) (843,367) (59,643,990)
(91,641,386) (839,007) (92,480,393)
Participación en los resultados de
subsidiarias no consolidadas,
asociadas y otras..............................................................................
(796,398)
-
(796,398)
Rendimiento antes de impuestos,
derechos y aprovechamientos ....................................................
784,532,425
11,992,309
796,524,734
Derechos sobre extracción de petróleo y
otros ............................................................................................
871,686,746
-
871,686,746
Impuestos a los rendimientos petroleros........................................... 708,469 - 708,469
Impuesto sobre la renta .................................................................... 3,620,531 (227,411) 3,393,120
876,015,746 (227,411) 875,788,335
Pérdida neta del ejercicio .............................................................. $ (91,483,321) $ 12,219,720 $ (79,263,601)
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Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
41
Notas explicativas a la conciliación del estado de situación financiera al 1 de enero de
2011 y 31 de diciembre de 2011.
1. Efectivo y equivalentes de efectivo La NIF C-1 “Efectivo y equivalentes de efectivo” requiere que el efectivo restringido se presente como parte del renglón de efectivo y equivalentes de efectivo, sin embargo, bajo la “NIC 1 - Presentación de Estados Financieros” el efectivo restringido se presenta como activo no circulante. PEMEX reclasificó $2,404,154 y $2,731,875 al 1 de enero de 2011 y 31 de diciembre de 2011 respectivamente del renglón de efectivo y equivalentes de efectivo bajo NIF al renglón de inversiones bajo NIIF.
2. Inventario
Al 1 de enero de 2011, ciertos componentes (herramientas) del rubro pozos, ductos, inmuebles y equipo, estaban clasificados en el rubro de Inventarios bajo NIF, sin embargo, bajo NIIF estos componentes se identifican como activo fijo de acuerdo a la “NIC 16 propiedades, planta y equipo”. Por lo anterior, PEMEX reclasificó $1,250,995 y $647,340 al 1 de enero de 2011 y 31 de diciembre de 2011 respectivamente de estos componentes del rubro de Inventarios bajo NIF al de pozos, ductos, inmuebles y equipo bajo NIIF.
Al 31 de diciembre de 2011 el efecto en inventarios originado por el ajuste de los beneficios a empleados y la depreciación y/o amortización de los diferentes componentes, del rubro de pozos, ductos, inmuebles y equipo, resultó en un aumento en el inventario por un monto de $1,688,637 contra una disminución del costo de ventas.
3. Instrumentos Financieros
En la adopción inicial de las NIIF, al 1 de enero de 2011, los Instrumentos Financieros Derivados fueron reconocidos a su valor razonable, dicho valor se vio modificado en $1,250,401, a fin de incorporar el factor de riesgo de contraparte en el modelo de valuación, el ajuste correspondiente se registró contra resultados acumulados.
Al 31 de diciembre de 2011 el efecto neto fue de $1,298,686 corresponde a la determinación de los valores razonables, así como a la liquidación de posiciones del periodo.
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Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
42
4. Pozos, ductos, inmuebles y equipo
Costo atribuido y componetización
Con base a la NIIF 1, PEMEX eligió aplicar la excepción de “valor razonable” como costo atribuido para ciertas plantas, ductos, plataformas marinas y equipo de perforación. Como resultado de lo anterior, se determinó un incremento en el valor razonable de $472,750,354 al 1 de enero de 2011 el cual fue registrado contra resultados acumulados.
Adicionalmente, la NIC 16 requiere que se deprecien por separado los componentes importantes de pozos, ductos, inmuebles y equipo. Al 31 de diciembre de 2011 el efecto neto de la depreciación del ejercicio represento un cargo al costo de lo vendido y gastos de operación por $28,469,974.
Al 31 de diciembre de 2011, existieron unidades generadoras de efectivo que vieron mejoradas sus condiciones económicas, lo cual permitió mejorar la estimación del valor en uso y en consecuencia revertir el deterioro previamente reconocido en el rubro de otros ingresos y gastos por un importe neto de $5,376,266.
Se han reclasificado los costos de pozos exploratorios, no asociados a ninguna reserva, del rubro de activo fijo al de activos intangibles hasta que se determine si resulta viable su capitalización de conformidad con la NIIF 6, el monto al 1 de enero de 2011 ascendió a $9,231,901 y al 31 de diciembre de 2011 por $9,552,703.
5. Derechos de vía y de paso
Al 1 de enero de 2011, ciertas erogaciones por derechos de vía y paso estaban clasificados en el rubro de pozos, ductos, inmuebles y equipo, y en resultados acumulados bajo NIF. Sin embargo, bajo NIIF estos componentes se identifican como Activos Intangibles. Por lo anterior, PEMEX reconoció un importe de $1,218,860 de Activos Intangibles bajo NIIF, el cual se integra de (i) una reclasificación de estos componentes del rubro de pozos, ductos, inmuebles y equipo por $830,684 y (ii) un efecto neto en los resultados acumulados por $388,176.
Al 31 de diciembre de 2011 el efecto neto de derechos de vía y paso fue de $1,134,075.
6. Costo amortizado de la deuda a largo plazo
Al 31 de diciembre de 2011 bajo NIIF se ha reconocido el efecto del costo amortizado de la deuda el cual ascendió a $4,435.
BOLSA MEXICANA DE VALORES, S.A.B. DE C.V.
CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO:2012 AÑO: 2012
PETRÓLEOS MEXICANOS
Consolidado
A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
43
7. Beneficios a empleados
Como se mencionó, PEMEX adoptó anticipadamente la “NIIF 19”, el efecto de adopción al 1 de enero del 2011 fue un incremento al pasivo por beneficios a los empleados por $123,150,302 contra resultados acumulados.
Adicionalmente, PEMEX eliminó el componente de beneficios por terminación de la provisión por beneficios a empleados bajo NIF por $2,485,764 con crédito a resultados acumulados.
Al 31 de diciembre de 2011, el efecto neto del ejercicio fue una disminución a la reserva para beneficios a los empleados por $8,243,929 que se integra con (i) un cargo a la utilidad integral por $26,031,268 y (ii) un abono al costo de lo vendido y costos y gastos de operación por $34,275,197.
8. Impuestos diferidos
Los efectos de impuestos diferidos originados por los ajustes para la transición a las NIIF resultaron en un aumento en el impuesto diferido activo reconocido bajo NIF, por un monto de $44,230 y un aumento en los pasivos por impuestos diferidos por $20,396,687 en ambos casos se reconoció contra (pérdidas) rendimientos acumulados en el balance inicial bajo NIIF al 1 de enero de 2011.
Al 31 de diciembre de 2011 el efecto del periodo por impuestos diferidos resultó en un incremento del impuesto diferido activo por $379,738 y una disminución en el pasivo por impuestos diferidos por $715,663.
9. Efecto acumulado de inflación en patrimonio
Respecto a los Certificados de Aportación Patrimonial y las aportaciones del gobierno federal, que forman parte del patrimonio, PEMEX reconoció los efectos de inflación hasta el 31 de diciembre de 1997, fecha en que la economía mexicana dejo de considerarse hiperinflacionaria, por lo anterior, la inflación reconocida, bajo NIF, después de esta fecha por $49,005,016 se reclasificó contra resultados acumulados en el balance inicial bajo NIIF al 1 de enero de 2011.
BOLSA MEXICANA DE VALORES, S.A.B. DE C.V.
CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO:2012 AÑO: 2012
PETRÓLEOS MEXICANOS
Consolidado
A. NOTAS COMPLEMENTARIAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA
Consolidado
(Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
44
10. Otros resultados integrales
Conversión de moneda extranjera
Con base a la NIIF 1, PEMEX en su balance inicial bajo NIIF al 1 de enero de 2011, eligió reducir a cero el efecto acumulado por conversión reconocido bajo NIF a esa misma fecha por $4,628,672 contra resultados acumulados rendimientos acumulados en el balance inicial bajo NIIF, esta reclasificación no afectó el saldo total del patrimonio.
Resultados acumulados
Con excepción de las partidas reclasificadas, todos los ajustes fueron reconocidos contra las utilidades y reservas de capital al 1 de enero de 2011.
Estado de flujos de efectivo
Los ajustes de la adopción de IFRS mencionados anteriormente no tuvieron un impacto en
los flujos de efectivo de PEMEX, en el rubro de efectivo y equivalentes de efectivo
presentados en el estado de situación financiera.
BOLSA MEXICANA DE VALORES, S.A.B. DE C.V. CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO: 2012 PETRÓLEOS MEXICANOS B. COMPLEMENTO AL ANEXO “INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS”
Consolidado (Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
Instrumentos Financieros Derivados
Trimestreactual
Trimestreanterior
Trimestreactual
Trimestreanterior
2012 2013 2014 2015 2016 Después
Swaps de tasa de interés
Cobertura 8,100,000TIIE 28d =4.77%
TIIE 28d =4.77%
(512,581) (515,161) 600,000 7,500,000 0 0 0 0 0
Swaps de moneda Cobertura 119,466,648
MXN = 13.65301/EUR = 1.266711/GBP = 1.57073JPY = 79.795UDI = 4.740293CHF = 0.94855AUD = 1.02376Tipos de cambio respecto al dólar americano.
MXN = 12.84891/EUR = 1.33431/GBP = 1.6008JPY = 82.865 UDI = 4.7596CHF = 0.9025
Tipos de cambio respecto al dólar americano.
(1,053,557) 2,446,076 562,026 19,304,251 10,387,952 1,124,053 703,962 87,384,405 0
Swaps de moneda extinguibles
Cobertura 17,337,283
1/EUR = 1.26671JPY = 79.795
Tipos de cambio respecto al dólar americano.
1/EUR = 1.3343JPY = 82.865
Tipos de cambio respecto al dólar americano.
1,268,208 1,868,476 0 0 0 0 14,042,111 3,295,173 0
Colateralentregado
Montos de vencimientos por añoTipo de derivado
Fines de cobertura u
otros fines, tales como
negociación
TABLA 1
Resumen de Instrumentos Financieros Derivados de Tipo de Cambio y Tasa de Interés
Cifras en miles de pesos al 29 de junio de 2012
Valor razonableMonto
nocional
Valor del activo subyacente
Trimestreactual
Trimestreanterior
Trimestreactual
Trimestreanterior
2012 2013 2014 2015 2016 Después
Swaps de activos Negociación 58,679,799
Repsol YPF = 12.64
Precio de la acción en Euros.
Repsol YPF = 18.81
Precio de la acción en Euros.
(6,388,520) 2,790,922 10,000,000 48,679,799 0 0 0 0 0
TABLA 1
Valor razonable(miles de pesos)
Tipo de derivado
Cifras en miles de pesos (excepto donde se especifica) al 29 de junio de 2012
Resumen de Instrumentos Financieros Derivados de Activos
Colateralentregado
Valor del activo subyacente/ variable de referencia
Fines de cobertura u
otros fines, tales como
negociación
Monto nocional
(acciones)
Montos de vencimientos por año(acciones)
BOLSA MEXICANA DE VALORES, S.A.B. DE C.V. CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO: 2012 PETRÓLEOS MEXICANOS B. COMPLEMENTO AL ANEXO “INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS”
Consolidado (Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
Trimestreactual
Trimestreanterior
Trimestreactual
Trimestreanterior
2012 2013 2014 2015 2016 Después
Swaps P. Larga (Paga Fijo / Recibe Variable)
Negociación 18,110,157 2.28 2.33 (373,038) (611,166) 12,993,330 4,578,477 279,150 145,200 114,000 0
Swaps P. Corta (Paga Variable / Recibe Fijo)
Negociación (18,113,656) 2.28 2.33 381,708 595,824 (12,994,829) (4,580,477) (279,150) (145,200) (114,000) 0
Call Europea
Compra 6,483,856 2.28 2.33 18,111 6,061 1,565,066 2,838,026 1,608,564 305,400 166,800 0
Venta (6,484,966) (17,865) (6,034) (1,567,166) (2,837,036) (1,608,564) (305,400) (166,800) 0
(1) Valor del activo subyacente representativo.
Volumen (millones de
BTUs)
Volumen por año(millones de BTUs)
Negociación
0
Fines de cobertura u
otros fines, tales como
negociación
Valor del activo subyacente
(dólares por millón de BTUs) (1)
Resumen de Instrumentos Financieros Derivados de Gas Natural
Valor razonable
TABLA 1
Cifras en miles de pesos (excepto donde se especifica) al 29 de junio de 2012
Tipo de derivadoColateral
entregado
Trimestre actual
Trimestre anterior
Trimestre actual
Trimestre anterior
Swaps P. Larga (Paga Fijo / Recibe Variable)
Negociación 262,752,000 0.83 0 49,356 0 262,752,000 0 0 0 0 0 0
(1) Valor del activo subyacente representativo.
Volumen por año (galones)
Colateralentregado
TABLA 1
Resumen de Instrumentos Financieros Derivados de Propano
Cifras en miles de pesos (excepto donde se especifica) al 29 de junio de 2012
Tipo de derivado
Fines de cobertura u
otros fines, tales como
negociación
Volumen (galones)
Valor del activo subyacente
(dólares por galón) (1) Valor razonable
Trimestreactual
Trimestreanterior
Trimestreactual
Trimestreanterior
2012 2013 2014 2015 2016 Después
Futuros Cobertura (3.7) 114.542 133.745 (179,392) 61,852 (3.7) 0 0 0 0 0 0
Swaps de mercados bursátiles
Cobertura (2.7) 87.850 110.425 105,562 7,829 (2.7) 0 0 0 0 0 0
Swaps de mercados extrabursátiles
Cobertura (1.5) 87.850 110.425 148,203 227,413 (1.5) 0 0 0 0 0 0
(2) Valor del activo subyacente por barril
Cifras en miles de pesos (excepto donde se especifica) al 29 de junio de 2012
Resumen de Instrumentos Financieros Derivados de Petrolíferos
Valor razonableVolumen por año
(millones de barriles)
Colateralentregado
(3)Tipo de derivado
Fines de cobertura u
otros fines, tales como
negociación
Volumen (millones de
barriles)(1)
Valor del activo subyacente (2)
(1) Volumen Neto.
(3) Las operaciones reguladas, tanto futuros como swaps, tienen un margen inicial de 452,057,438.052 Ps.
TABLA 1
BOLSA MEXICANA DE VALORES, S.A.B. DE C.V. CLAVE DE COTIZACIÓN: PEMEX TRIMESTRE: 02 AÑO: 2012 PETRÓLEOS MEXICANOS B. COMPLEMENTO AL ANEXO “INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS”
Consolidado (Cifras en miles de pesos nominales o miles de dólares)
Trimestre actualTrimestre anterior
Trimestre actualTrimestre anterior
2012 2013 2014 2015 2016 Después
Swaps de tasa de interés en mercados extrabursátiles
Cobertura 990,964.9 Tasa Libor 1M = 0.24575%
Tasa Libor 1M = 0.24125%
(88,369) (68,765) (43,610) (90,317) (94,570) (99,010) (103,428) (560,031) 0
Forwards detipo de cambio en mercados extrabursátiles
Cobertura 13,559,445.9 EUR/USD = 1.2667
EUR/USD = 1.3343
(637,372) 27,632 4,519,815 4,519,815 4,519,815 0 0 0 0
Opciones sobre acciones en mercados extrabursátiles
Negociación57,204,240
acciones
Repsol YPF = 12.64Precio de la acción en Euros.
Repsol YPF = 18.81Precio de la acción en Euros.
3,469,081 982,34519,068,080
shares19,068,080
shares19,068,080
shares0 0 0 0
(1) El valor razonable de instrumentos contratados en el mercado extra bursatil (over the counter ) está asociado a líneas de crédito con contrapartes de excelente calidad crediticia con las cuales PMI establece relaciones bilaterales.
Para fines de conversión se utilizó un tipo de cambio al 30 de marzo de 2012 de Ps. 12.8489 = US$1.00 y al 29 de junio de 2012 de Ps. 13.653 = US$1.00.
Para fines de conversión se utilizó un tipo de cambio al 30 de marzo de 2012 de 17.06462 = EUR $1.00 y al 29 de junio de 2012 de Ps. 16.96522 = EUR$1.00.
Vencimiento
Resumen de Instrumentos Financieros Derivados de Tesorería de PMI
Cifras en miles de pesos (excepto donde se especifica) al 29 de junio de 2012
TABLA 1
Colateralentregado
(1)Tipo de derivado
Fines de cobertura u
otros fines, tales como
negociación
Nocional
Valor del activo subyacente Valor razonable
CONSTANCIA
REPORTE TRIMESTRAL CORRESPONDIENTE AL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2012
Los suscritos manifestamos bajo protesta de decir verdad que, en el ambito de nuestras respectivas funciones, preparamos la informacion relativa a la emisora contenida en el presente reporte trimestral, la cual, a nuestro leal saber y entender, refleja razonablemente su situacion. Asimismo, manifestamos que no tenemos conocimiento de informacion relevante que haya sido omitida 0 falseada en este reporte trimestral 0 que el mismo contenga informacion que pudiera inducir a error a los inversionistas.
-:t . '1 .. - c::::: .. Juan Jose Suarez Coppel Director General
~_661_2012' Ignacio Quesada Morales Director Corporativo de Finanzas